RU2340841C1 - Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления - Google Patents
Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2340841C1 RU2340841C1 RU2007121945/06A RU2007121945A RU2340841C1 RU 2340841 C1 RU2340841 C1 RU 2340841C1 RU 2007121945/06 A RU2007121945/06 A RU 2007121945/06A RU 2007121945 A RU2007121945 A RU 2007121945A RU 2340841 C1 RU2340841 C1 RU 2340841C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- separator
- gas condensate
- propane
- Prior art date
Links
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 26
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 16
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 3
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 85
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 abstract description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N ethane;methane Chemical compound C.CC MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации. Изобретение позволяет получать продукты, качественные характеристики которых позволяют использовать их в качестве топлива без дальнейшей переработки. Способ переработки попутного нефтяного газа включает компримирование исходного нефтяного попутного газа, его охлаждение и сепарацию с получением сухого газа и газового конденсата, в котором согласно изобретению осуществляют двухступенчатую сепарацию, газовый конденсат подвергают дистилляции в ректификационной колонне с получением пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата, а пропан-бутановую фракцию охлаждают и конденсируют. Установка для осуществления способа содержит компрессор, соединенный через, по меньшей мере, один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, которая согласно изобретению снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками. Предпочтительно использовать сепараторы щелевого типа. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности.
В настоящее время широкое применение получили следующие направления использования попутного нефтяного газа (исключая бесполезное сжигание на факелах):
1. Попутный нефтяной газ может быть переработан с получением сухого газа соответствующего ОСТ 51.40-93 и подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). ШФЛУ является сырьем для производства целого спектра продуктов нефтехимии: каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.
2. Попутный нефтяной газ можно сжижать - для этого нужно построить криогенную установку. Кроме того, потребуется целая транспортная инфраструктура, специальные цистерны и т.д.
3. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всем мире существует практика использования попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии.
Проблемы, препятствующие вовлечению попутного газа в хозяйственный оборот, носят в первую очередь экономический характер.
Практически на всех нефтяных месторождениях, не имеющих достаточно развитой инфраструктуры, подготовка и транспортировка попутного нефтяного газа связана с высокими начальными затратами. При этом стоимость получаемого газа регулируется государством и определяется на том же уровне, что и в случае добычи природного газа. Поэтому использование попутного газа для подавляющего большинства недропользователей экономически неэффективное и хлопотное дело. Нефтяным компаниям проще избавляться от нефтяного попутного газа, чем отправлять его на переработку.
С целью сдвинуть сложившуюся ситуацию с мертвой точки, Правительством РФ была одобрена концепция развития рынка сжиженного газа, предусматривающая отмену государственного регулирования цен на попутный нефтяной газ. Кроме того, обязательным условием разработки нефтяных месторождений стала утилизация попутного нефтяного газа, с вовлечением его в хозяйственный оборот. Однако полностью разрешить ситуацию только законодательными инициативами невозможно, необходим новый технологический подход, который бы учитывал все особенности нефтяных месторождений. К таким особенностям в первую очередь относятся:
- удаленность большинства нефтяных месторождений от центров газоперерабатывающей промышленности;
- отсутствие транспортной инфраструктуры;
- временный характер обустройства месторождений.
Наиболее приемлемым в этом плане является использование малогабаритных установок подготовки попутного нефтяного газа и получения товарной продукции в виде газообразной смеси метана и этана (сухого газа), жидкой смеси пропан-бутановой фракции (СУГ) и стабильного газового конденсата непосредственно на нефтяных месторождениях.
Наиболее близкий способ переработки попутного газа и установка для его осуществления раскрываются в патенте RU 2244226.
Данный способ включает компримирование исходного попутного нефтяного газа, сепарацию и дальнейшую деэтанизацию. Полученные в результате сепарации газ и конденсат смешивают, затем газожидкостной поток охлаждают и подают на низкотемпературное разделение, после этого часть низкотемпературного конденсата дросселируют, используя полученный холод для охлаждения сжатого газожидкостного потока, и подают на конденсатоотделение, после которого отделенный от конденсата газ смешивают с исходным газом, а конденсат направляют на деэтанизацию.
Установка для утилизации попутного нефтяного газа содержит компрессорные станции, конденсатоотделитель, рекуперативные теплообменники, теплообменники, низкотемпературный трехфазный разделитель, деэтанизатор, рефлюксную емкость и насосы.
Известное техническое решение направлено на создание способа переработки нефтяных газов, позволяющего осуществлять глубокое извлечение целевых компонентов, при этом утилизировать тяжелые нефтяные газы и уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты.
Однако полученный с помощью известного технического решения отбензиненный газ содержит значительное и непостоянное количество пропана и бутана, и его нельзя использовать в качестве топлива для электростанций, а полученный жидкий остаток не может быть использован в качестве автомобильного топлива и требует дальнейшей переработки.
Задачей изобретения является создание такой технологии переработки попутного нефтяного газа, которая при меньших энергетических и материальных затратах обеспечивает получение товарной, готовой для использования продукции - газообразного топлива для электростанций и жидкого топлива для автотранспорта.
Поставленная задача решается способом переработки попутного нефтяного газа, включающим компримирование исходного нефтяного попутного газа, его охлаждение и сепарацию с получением сухого газа и газового конденсата, в котором согласно изобретению осуществляют двухступенчатую сепарацию, газовый конденсат подвергают дистилляции в ректификационной колонне с получением пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата, а пропан-бутановую фракцию охлаждают и конденсируют.
Целесообразно часть пропан-бутановой фракции подавать для орошения в верхнюю часть ректификационной колонны.
Кроме того, целесообразно сухой газ использовать для охлаждения и конденсации пропан-бутановой фракции, газовый конденсат перед дистилляцией - для охлаждения компримированного исходного попутного нефтяного газа, а полученный стабильный газовый конденсат - для охлаждения компримированного исходного попутного нефтяного газа.
Поставленная задача также решается установкой для переработки попутного нефтяного газа, содержащей компрессор, соединенный через по меньшей мере один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, которая согласно изобретению снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками. Предпочтительно использовать сепараторы щелевого типа.
При этом выходы сепараторов по газовому конденсату целесообразно соединять со входом ректификационной колонны через буферную емкость и насос с теплообменником для копримированного нефтяного попутного газа.
Кроме того, целесообразно выход второго сепаратора по сухому газу соединить последовательно с теплообменниками для дистиллята, для стабильного газового конденсата и со вторым теплообменником для компримированного попутного нефтяного газа.
Предлагаемый технологический процесс подготовки попутного газа на малогабаритных установках пригоден к эксплуатации в условиях нефтепромыслов со слаборазвитой инфраструктурой, и благодаря использованию малогабаритных газожидкостных сепараторов щелевого типа остается экономически эффективной в широком диапазоне производительностей от 1 млн. до 1 млрд. нм3/год. Простота и автоматическое управление всем процессом является неоспоримым преимуществом установки, оборудование которой благодаря своей компактности легко транспортируется и устанавливается на месте эксплуатации, сводя к минимуму затраты на монтаж и пусконаладку. Кроме того, явным преимуществом блочно-модульной компоновки оборудования является возможность ее использования в обустройстве малых газовых месторождений. Множество таких месторождений остаются не вовлеченными в эксплуатацию, так как разработка их по традиционным технологиям является экономически не выгодной.
На чертеже изображена схема установки.
Установка для переработки попутного нефтяного газа содержит компрессор 1, соединенный через рекуперативные теплообменники 2 и 3 с первым сепаратором 4, выход которого по газу соединен через турбодетандер 5 с входом второго сепаратора 6. Выходы сепараторов 4 и 6 по газовому конденсату соединены через буферную емкость 9 и насос 10, а также через теплообменник 2 со входом ректификационной колонны 11, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими рекуперативными теплообменниками 7 и 8. Предпочтительно использовать сепараторы 4 и 6 щелевого типа.
Выход второго сепаратора 6 по сухому газу соединить последовательно с теплообменниками 7, 8 и 3 соответственно для дистиллята, для стабильного газового конденсата и со вторым теплообменником для компримированного попутного нефтяного газа.
Согласно предлагаемой технологической схеме попутный нефтяной газ с температурой - 10°С+30°С и давлением 0,2-0,6 МПа поступает на прием винтового компрессора 1. С нагнетания компрессора 1 с температурой около +100-130°С и давлением 3,0-3,5 МПа попутный газ последовательно проходит через рекуперативные теплообменники 2, 3, где соответственно охлаждается деэтанизированным газовым конденсатом и метан-этановой газовой смесью (сухим газом), отводимой с установки. Далее попутный газ поступает на первую ступень сепарации в малогабаритный газожидкостной сепаратор 4 щелевого типа, предназначенный для выделения части деэтанизированного газового конденсата. Отсепарированный попутный газ с верха сепаратора 4 направляется на прием турбодетандера 5, после чего с давлением до 1,4 МПа и температурой минус 16-20°С направляется на вторую ступень сепарации в сепаратор 6. Сепараторы 4 и 6 имеют одинаковое устройство. Газовая фаза сепаратора 6 - сухой газ используется в качестве топлива либо отводится в магистральный газопровод, предварительно подогреваясь в рекуперативных теплообменниках 7, 8, 3. Жидкая фаза - деэтанизированный газовый конденсат с сепараторов 4 и 6 поступает в буферную емкость 9, откуда насосом 10 подается в качестве питания в ректификационную колонну 11. Перед подачей в колонну 11 деэтанизированный конденсат подогревается в рекуперативном теплообменнике 2 до температуры +125°С, потоком сжатого газа с нагнетания компрессора.
Кубовый продукт колонны - стабильный газовый конденсат отводится на склад либо закачивается в основной поток нефти. Рекуперация тепла стабильного газового конденсата осуществляется в теплообменнике 8, где в качестве хладагента используется сухой газ. Дистиллят колонны - пропан-бутановая фракция с температурой около +50°С поступает в дефлегматор 7, где за счет охлаждения сухим газом конденсируется и с температурой +20÷40°С поступает в рефлюксную емкость 12. Насосом 13 часть пропан - бутановой фракции из рефлюксной емкости 12 подается в качестве орошения в верхнюю часть колонны 11, а балансовая часть отводится с установки на склад.
В отличие от ближайшего аналога предложенные способ и устройство позволяют получить не два, а три продукта, качественные характеристики которых позволяют использовать их в тех или иных технологических целях без дальнейшей переработки.
Получаемый в процессе переработки сухой газ обладает высоким метановым числом, определяющим ее детонационную стойкость. Последняя является наиболее важной характеристикой газа, используемого в газопоршневых электростанциях. Таким образом, получаемый сухой газ вполне эффективно можно использовать для производства электрической энергии путем использования ее в качестве топлива для газопоршневых электростанций. Необходимость строительства такой электростанции следует рассматривать при наличии возможности подачи электроэнергии в существующую сеть, либо использования ее для нужд месторождения на месте, например, для бурения скважин. Излишки сухого газа, либо весь сухой газ в случае его невостребованности на месторождении, посредством дожимной компрессорной станции можно направить в магистральный газопровод или при наличии таковых в газовые сети среднего и низкого давления.
Полученная пропан-бутановая фракция может быть использована в качестве топлива для автотранспорта, а также для промышленных и бытовых нужд.
Стабильный газовый конденсат можно направить в добываемую нефть или использовать как добавку к бензиновой фракции.
В предложенной установке по сравнению с ближайшим аналогом исключен блок гликолевой осушки, используемый для предотвращения гидратообразования, что стало возможным благодаря эффективному использованию процесса низкотемпературной сепарации с применением метанола в качестве ингибитора гидратообразования. Это позволило снизить капитальные вложения в установку переработки попутного нефтяного газа и соответственно исключить энергозатраты, связанные с работой вышеуказанного блока.
Также по сравнению с ближайшим аналогом из состава технологической схемы исключены низкотемпературные трехфазные разделители, вместо которых предлагается использовать щелевые сепараторы, позволяющие без монтажа дополнительных массообменных аппаратов получать сухой газ с высоким (95-98 мас.%) содержанием метана.
Предлагаемая технология утилизации попутного нефтяного газа обладает также следующими преимуществами:
- отсутствие необходимости строительства больших стационарных газоперерабатывающих заводов для утилизации попутного газа, утилизация попутного газа непосредственно на территории нефтеразработки;
- выполнение условий лицензионных соглашений по утилизации попутного газа при обустройстве месторождений;
- высокая экономическая эффективность и короткие сроки окупаемости;
- низкая стоимость строительно-монтажных работ (ввиду блочно-модульной конструкции установок), а также короткие сроки монтажа и пусконаладки оборудования;
- возможность введения в эксплуатацию малых газовых месторождений;
- мобильность установки (возможность использования на других газовых месторождениях);
- значительное снижение затрат на энергоснабжение;
- отсутствие значительных инвестиций по строительству ЛЭП и инженерных сетей для постоянного энергоснабжения новых месторождений.
Claims (9)
1. Способ переработки попутного нефтяного газа, включающий компримирование исходного нефтяного попутного газа, его охлаждение и сепарацию с получением сухого газа и газового конденсата, отличающийся тем, что осуществляют двухступенчатую сепарацию, газовый конденсат подвергают дистилляции в ректификационной колонне с получением пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата, а пропан-бутановую фракцию охлаждают и конденсируют.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что часть пропан-бутановой фракции подают для орошения в верхнюю часть ректификационной колонны.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что сухой газ используют для охлаждения и конденсации пропан-бутановой фракции.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что газовый конденсат перед дистилляцией используют для охлаждения компримированного исходного попутного нефтяного газа.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что полученный стабильный газовый конденсат используют для охлаждения компримированного исходного попутного нефтяного газа.
6. Установка для переработки попутного нефтяного газа, содержащая компрессор, соединенный через, по меньшей мере, один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, отличающаяся тем, что она снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками.
7. Установка по п.6, отличающаяся тем, что выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны через буферную емкость и насос с теплообменником для копримированного нефтяного попутного газа.
8. Установка по п.6, отличающаяся тем, что выход второго сепаратора по сухому газу соединен последовательно с теплообменниками для дистиллята, для стабильного газового конденсата и со вторым теплообменником для компримированного попутного нефтяного газа.
9. Установка по п.6, отличающаяся тем, что сепараторы представляют собой сепараторы щелевого типа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007121945/06A RU2340841C1 (ru) | 2007-06-14 | 2007-06-14 | Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007121945/06A RU2340841C1 (ru) | 2007-06-14 | 2007-06-14 | Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2340841C1 true RU2340841C1 (ru) | 2008-12-10 |
Family
ID=40194408
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007121945/06A RU2340841C1 (ru) | 2007-06-14 | 2007-06-14 | Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2340841C1 (ru) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102350077A (zh) * | 2011-07-11 | 2012-02-15 | 南京工业大学 | 一种高效紧凑的油气冷凝吸附回收装置 |
| RU2465525C2 (ru) * | 2009-12-03 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "А.Д.Д. Сервис" | Автоматизированная установка переработки попутного нефтяного газа в конверсионный газ улучшенного состава |
| RU2590267C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2016-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка отбензинивания попутного нефтяного газа и способ ее работы |
| RU2595652C1 (ru) * | 2015-09-14 | 2016-08-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2609173C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ безотходной подготовки скважинной продукции |
| RU2609171C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2617637C1 (ru) * | 2015-12-18 | 2017-04-25 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Система для подготовки природного газа к сжиганию в котлоагрегатах |
| RU2624626C1 (ru) * | 2016-08-23 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2626904C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2017-08-02 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для дефлегмации газа |
| RU2640969C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-01-12 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления |
| RU2652028C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-04-24 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Нефтегазохимический кластер |
| CN111238165A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-05 | 金昌隆博气体有限责任公司 | 基于尾气冷能利用的二氧化碳精馏装置和精馏方法 |
| CN112066258A (zh) * | 2020-09-29 | 2020-12-11 | 陕西星辰石油科技有限责任公司 | 一种油井伴生气回收增压装置 |
| CN115899580A (zh) * | 2021-08-05 | 2023-04-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种立体布置增压分液装置及使用方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4115086A (en) * | 1975-12-22 | 1978-09-19 | Fluor Corporation | Recovery of light hydrocarbons from refinery gas |
| FR2571129B1 (fr) * | 1984-09-28 | 1988-01-29 | Technip Cie | Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses |
| US6405561B1 (en) * | 2001-05-15 | 2002-06-18 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | Gas separation process |
| RU2244226C2 (ru) * | 2002-09-18 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") | Способ переработки нефтяных газов |
-
2007
- 2007-06-14 RU RU2007121945/06A patent/RU2340841C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4115086A (en) * | 1975-12-22 | 1978-09-19 | Fluor Corporation | Recovery of light hydrocarbons from refinery gas |
| FR2571129B1 (fr) * | 1984-09-28 | 1988-01-29 | Technip Cie | Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses |
| US6405561B1 (en) * | 2001-05-15 | 2002-06-18 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | Gas separation process |
| RU2244226C2 (ru) * | 2002-09-18 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") | Способ переработки нефтяных газов |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465525C2 (ru) * | 2009-12-03 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "А.Д.Д. Сервис" | Автоматизированная установка переработки попутного нефтяного газа в конверсионный газ улучшенного состава |
| CN102350077B (zh) * | 2011-07-11 | 2014-05-14 | 南京工业大学 | 一种高效紧凑的油气冷凝吸附回收装置 |
| CN102350077A (zh) * | 2011-07-11 | 2012-02-15 | 南京工业大学 | 一种高效紧凑的油气冷凝吸附回收装置 |
| RU2595652C1 (ru) * | 2015-09-14 | 2016-08-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2609171C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2609173C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ безотходной подготовки скважинной продукции |
| RU2590267C1 (ru) * | 2015-10-21 | 2016-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка отбензинивания попутного нефтяного газа и способ ее работы |
| RU2617637C1 (ru) * | 2015-12-18 | 2017-04-25 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Система для подготовки природного газа к сжиганию в котлоагрегатах |
| RU2624626C1 (ru) * | 2016-08-23 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2626904C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2017-08-02 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для дефлегмации газа |
| RU2640969C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-01-12 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления |
| RU2652028C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-04-24 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Нефтегазохимический кластер |
| CN111238165A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-05 | 金昌隆博气体有限责任公司 | 基于尾气冷能利用的二氧化碳精馏装置和精馏方法 |
| CN112066258A (zh) * | 2020-09-29 | 2020-12-11 | 陕西星辰石油科技有限责任公司 | 一种油井伴生气回收增压装置 |
| CN115899580A (zh) * | 2021-08-05 | 2023-04-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种立体布置增压分液装置及使用方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340841C1 (ru) | Способ переработки попутного нефтяного газа и установка для его осуществления | |
| CN102428333B (zh) | 液化天然气与烃气体处理 | |
| CN102428334B (zh) | 液化天然气与烃气体处理 | |
| RU2407966C2 (ru) | Способ обработки жидкого природного газа | |
| US11428464B2 (en) | Process integration for natural gas liquid recovery | |
| CN100436987C (zh) | 低温天然气加工厂的lng生产 | |
| CN102317725B (zh) | 烃气体加工 | |
| KR101301013B1 (ko) | 액화 천연 가스로부터 에탄의 추출방법 | |
| RU2607708C2 (ru) | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции | |
| CN101652619B (zh) | 液化天然气加工 | |
| CN105531552A (zh) | 烃类气体处理 | |
| CN104745259A (zh) | 从粗二氧化碳流体中回收烃的方法 | |
| SA08290053B1 (ar) | استخلاص سوائل من غازات الهيدروكربون باستخدام التكرير والترجيع المتعدد | |
| SA110310707B1 (ar) | معالجة غاز هيدروكربونى | |
| SA111320085B1 (ar) | معالجة غاز هيدروكربونى | |
| SA05260083B1 (ar) | إسالة غاز طبيعي | |
| RU66491U1 (ru) | Установка для переработки попутного нефтяного газа | |
| EA022661B1 (ru) | Переработка углеводородного газа | |
| Usman et al. | An inclusive review on the assessment of different techniques for natural gas liquid recovery | |
| RU2507459C1 (ru) | Способ сепарации и сжижения попутного нефтяного газа с его изотермическим хранением | |
| RU2640969C1 (ru) | Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления | |
| US20190136141A1 (en) | Apparatus for separation and recovery of hydrocarbons from lng | |
| RU2275562C2 (ru) | Способ разделения газа и устройство для его осуществления | |
| RU2682647C1 (ru) | Установка подготовки этансодержащего газа к транспорту в северных широтах | |
| RU2525764C2 (ru) | Установка подготовки и переработки газовых углеводородных смесей (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120615 |