RU2520121C2 - Method of acid gas treatment for injection into formation through injector - Google Patents
Method of acid gas treatment for injection into formation through injector Download PDFInfo
- Publication number
- RU2520121C2 RU2520121C2 RU2012131304/03A RU2012131304A RU2520121C2 RU 2520121 C2 RU2520121 C2 RU 2520121C2 RU 2012131304/03 A RU2012131304/03 A RU 2012131304/03A RU 2012131304 A RU2012131304 A RU 2012131304A RU 2520121 C2 RU2520121 C2 RU 2520121C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- acid gas
- compression
- pressure
- acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подготовки кислого газа, содержащего сероводород и углекислый газ, для закачки в пласт через нагнетательную скважину с целью их утилизации.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for preparing acid gas containing hydrogen sulfide and carbon dioxide for injection into a formation through an injection well for the purpose of their disposal.
Известен способ подготовки кислого газа, состоящего из сероводорода и углекислого газа, для закачки в пласт через нагнетательную скважину в смеси с водой, который заключается в сжатии кислого газа компрессорами в несколько ступеней сжатия до давления 4,55÷14,0 МПа (в зависимости от состава кислого газа) с промежуточным охлаждением кислого газа после каждой ступени охлаждения с получением кислого газа в жидком виде, который при одинаковом давлении смешивают с водой, имеющей рН не менее 7,5, и подают на головку нагнетательной скважины для закачки насосом в пласт (Пат. США, №6149344, НКИ 405/128, опубл. 21.11.2000).There is a method of preparing acid gas, consisting of hydrogen sulfide and carbon dioxide, for injection into the reservoir through an injection well mixed with water, which consists in compressing acid gas by compressors in several compression stages to a pressure of 4.55 ÷ 14.0 MPa (depending on composition of acid gas) with intermediate cooling of acid gas after each cooling stage to obtain acid gas in liquid form, which is mixed at the same pressure with water having a pH of at least 7.5 and is fed to the head of an injection well for injection and a pump in the reservoir (Pat. USA, №6149344, NKI 405/128, publ. 21.11.2000).
Недостатком способа являются значительные энергетические затраты, необходимые для сжатия кислого газа компрессором до давления сжижения, коррозия оборудования влажным кислым газом и повышение риска образования газовых гидратов из-за повышенного давления сжатия кислого газа.The disadvantage of this method is the significant energy costs necessary for compressing acid gas by a compressor to a liquefaction pressure, corrosion of equipment with wet acid gas, and an increased risk of gas hydrates due to increased compression pressure of acid gas.
Наиболее близким аналогом к данному изобретению является способ подготовки кислых газов для закачки в пласт через нагнетательную скважину путем подачи кислого газа в несколько ступенейThe closest analogue to this invention is a method of preparing acid gases for injection into the formation through an injection well by supplying acid gas in several stages
сжатия-охлаждения до давления 2,5÷5,0 МПа и температуры 40-60°C, осушки сжатого газа гликолем в блоке осушки при этом же давлении и температуре 45-65°C, перевод осушенного газа в жидкое состояние путем сжатия до давления 5,5÷10,0 МПа и охлаждения до температуры 40÷65°C и закачка жидкого кислого газа в пласт через нагнетательную скважину (Пат. РФ, 2342525 МПК E21B 43/40, опубликовано 27.12. 2008 г.).compression-cooling to a pressure of 2.5 ÷ 5.0 MPa and a temperature of 40-60 ° C, drying of the compressed gas with glycol in the drying unit at the same pressure and temperature of 45-65 ° C, transferring the dried gas to a liquid state by compression to pressure 5.5 ÷ 10.0 MPa and cooling to a temperature of 40 ÷ 65 ° C and injecting liquid acid gas into the formation through an injection well (Pat. RF, 2342525 IPC E21B 43/40, published December 27, 2008).
Недостатком данного способа, взятого в качестве прототипа, является то, что сохраняется необходимость в значительных энергетических затратах, связанных со сжатием газообразного кислого газа компрессором до давления его сжижения, причем увеличение содержания в нем углекислого газа приводит к дальнейшему росту давления, необходимого для сжижения. Содержание CO2 в кислом газе, который получается при аминовой очистке исходного попутного и природного газов, определяется его содержанием в этих газах и может колебаться в значительных пределах. При преобладающем содержании углекислого газа в кислом газе и температуре сжатого и осушенного кислого газа 55-60°C путем дальнейшего сжатия кислого газа по способу, взятому в качестве прототипа, не удается перевести его в жидкое состояние, поскольку при повышении давления при указанной температуре и при отсутствии в составе кислого газа углеводородных компонентов сжиженного газа происходит его переход в критическое состояние, минуя жидкое состояние. Повышенные энергетические затраты по известному способу обусловлены также затратами энергии на рециркуляцию гликоля в блоке осушки, в котором перепад давления между десорбером и абсорбером составляет до 4 МПа и выше. Кроме того, сохраняется риск образования гидратов при сжатии кислого газа до давления сжижения.The disadvantage of this method, taken as a prototype, is that there remains a need for significant energy costs associated with compressing gaseous acid gas with a compressor to its liquefaction pressure, and the increase in its carbon dioxide content leads to a further increase in the pressure necessary for liquefaction. The content of CO 2 in acidic gas, which is obtained by amine purification of the source of associated and natural gases, is determined by its content in these gases and can vary significantly. When the prevailing carbon dioxide content in the acid gas and the temperature of the compressed and dried acid gas is 55-60 ° C by further compression of the acid gas according to the method taken as a prototype, it is not possible to transfer it to a liquid state, since with increasing pressure at the specified temperature and at the absence of hydrocarbon components of the liquefied gas in the composition of acid gas, it passes into a critical state, bypassing the liquid state. The increased energy costs of the known method are also due to the energy costs for recycling glycol in the drying unit, in which the pressure drop between the stripper and the absorber is up to 4 MPa and above. In addition, there is a risk of hydrate formation during compression of acid gas to a liquefaction pressure.
Задача изобретения - снижение энергетических затрат, снижение риска образования газовых гидратов, уменьшение числа ступеней сжатия-охлаждения кислых газов и утилизация попутных сероводородсодержащих сжиженных газов и газовых бензинов.The objective of the invention is to reduce energy costs, reduce the risk of formation of gas hydrates, reduce the number of stages of compression-cooling of acid gases and the utilization of associated hydrogen sulfide-containing liquefied gases and gasoline.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа:The technical result that can be obtained by implementing the method:
- снижение энергетических затрат при сжатии кислых газов компрессором, что достигается путем сжижения их при более низком давлении за счет введения в состав кислого газа сжиженного газа С3-С5 и газовых бензинов;- reduction of energy costs when compressing acid gases by a compressor, which is achieved by liquefying them at a lower pressure due to the introduction of liquefied gas C3-C5 and gas gasolines into the composition of acid gas;
- снижение энергетических затрат на рециркуляцию гликоля в блоке осушки путем проведения осушки при более низком давлении, что позволяет вести осушку при небольшом перепаде давления между абсорбером и десорбером, и приводит к снижению электроэнергии на перекачку гликоля;- reduction of energy costs for the recycling of glycol in the drying unit by drying at a lower pressure, which allows drying at a small pressure drop between the absorber and stripper, and leads to a decrease in electricity for pumping glycol;
- снижение риска гидратообразования за счет снижения давления сжатия кислых газов до сжижения;- reducing the risk of hydrate formation by reducing the compression pressure of acid gases to liquefaction;
- утилизация загрязненных кислыми компонентами сжиженных газов и газовых бензинов путем закачки их в пласт совместно с кислыми газами.- disposal of liquefied gases and gasoline contaminated with acidic components by pumping them into the formation together with acidic gases.
Указанный технический результат достигается способом подготовки кислых газов для закачки в пласт через нагнетательную скважину путем подачи кислого газа в несколько ступеней сжатия-охлаждения при температуре 40÷60°C, осушки сжатого кислого газа гликолем при давлении сжатия и температуре 45÷65°C, перевода осушенного газа в жидкое состояние последующим сжатием и охлаждением его до температуры 40÷65°C и закачки жидкого кислого газа в пласт через нагнетательную скважину, при этом кислые газы перед подачей на сжатие смешивают со сжиженным газом C3-C5 или с газовым бензином, взятым в количестве 10÷40% по мас., причем сжатие-охлаждение кислого газа и осушку проводят при давлении до 0,4÷0,6 МПа, а перевод его в жидкое состояние осуществляют при давлении до 0,8÷4,0 МПа.The specified technical result is achieved by the method of preparing acid gases for injection into the formation through an injection well by supplying acid gas in several stages of compression-cooling at a temperature of 40 ÷ 60 ° C, drying the compressed acid gas with glycol at a compression pressure and temperature of 45 ÷ 65 ° C dried gas into a liquid state, followed by compression and cooling to a temperature of 40 ÷ 65 ° C and injection of liquid acid gas into the formation through an injection well, while acid gases are mixed with liquefied gas before being compressed C 3 -C 5 or with gas gasoline taken in an amount of 10 ÷ 40% by weight, moreover, the compression-cooling of acid gas and drying is carried out at a pressure of up to 0.4 ÷ 0.6 MPa, and its translation into a liquid state is carried out at pressure up to 0.8 ÷ 4.0 MPa.
На чертеже приведена схема установки подготовки кислого газа для закачки в пласт через нагнетательную скважину.The drawing shows a diagram of the installation of the preparation of acid gas for injection into the reservoir through the injection well.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Кислый газ с установки очистки исходного попутного или природного газа от сероводорода и углекислого газа (I) при давлении 0,05÷0,2 МПа подают на смешение со сжиженным газом - смесью углеводородов С3-С5 или газовым бензином (II), далее смешанный поток подают на вход компрессора 1 блока сжатия-охлаждения, в котором газ сжимают до давления 0,4÷0,6 МПа. Далее поток сжатого газа (III) подают в холодильник 2 (который может быть выполнен в виде аппарата воздушного охлаждения), в котором его охлаждают до температуры 40÷60°C, после чего охлажденный поток (IV) направляют в сепаратор 3.Acid gas from the installation for purification of the initial associated or natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide (I) at a pressure of 0.05 ÷ 0.2 MPa is fed to a mixture with liquefied gas - a mixture of C3-C5 hydrocarbons or gas gasoline (II), then a mixed stream fed to the input of the
В сепараторе 3 охлажденный поток (IV) разделяют на газовую фазу - кислый газ и конденсат, при этом поток кислого газа (V) направляют на гликолевую осушку в блок 4, в котором газ осушают до остаточного содержания воды не более 0,01 мас.%, а конденсат (VI) отводят на утилизацию. Абсорбер блока 4 орошается высококонцентрированным раствором триэтиленгликоля (ТЭГ) (97,5÷99,5 мас.%). Осушенный кислый газ (VII), содержащий сжиженный газ или газовый бензин, с температурой 45÷65°C выводят с блока 4 и направляют на вход компрессора 7, где его дожимают до давления 0,8÷4,0 МПа, и сжатый газ (VIII) охлаждают в водяном холодильнике или аппарате воздушного охлаждения 8 до температуры 40÷60°C. При этих условиях газ переходит в однофазное жидкое состояние.In the
Охлажденный поток жидкого кислого газа (IX) насосом 9 направляют для закачки в пласт через нагнетательную скважину (X).The cooled stream of liquid acid gas (IX) by the pump 9 is directed for injection into the formation through the injection well (X).
Насыщенный водой раствор ТЭГ, полученный при осушке кислого газа, при температуре 45÷65°C выводят с низа абсорбера блока осушки 4 и направляют в емкость-экспанзер, где происходит выделение физически поглощенных в ТЭГ компонентов кислого газа, которые рециркулируют (XI) на вход компрессора 1.A water-saturated TEG solution obtained by drying an acid gas at a temperature of 45 ÷ 65 ° C is removed from the bottom of the absorber of the
Водяные пары (XII) выводят из верхней части регенератора блока осушки 4, охлаждают в холодильнике 5, а охлажденный поток (XIII) подают в сепаратор 6. Конденсат (XIV) из нижней части сепаратора 6 подают на смешение с конденсатом из сепараторов 3 и объединенный поток (XV) направляют на утилизацию. Газовую фазу из верхней части сепаратора 6 выводят и направляют также на утилизацию (XVI).Water vapor (XII) is removed from the upper part of the regenerator of the
Экономия электроэнергии по предлагаемому способу достигается за счет снижения давления ожижения кислого газа, что позволяет вести дальнейшее сжатие кислого газа до давления закачки (20÷24 МПа) в пласт в жидком состоянии с применением насоса, являющегося более экономичной машиной, чем компрессор. Экономия электроэнергии достигается также за счет осушка газа гликолем при более низком давлении.Energy saving by the proposed method is achieved by reducing the acid gas liquefaction pressure, which allows further compression of the acid gas to the injection pressure (20-24 MPa) into the formation in a liquid state using a pump, which is a more economical machine than a compressor. Energy savings are also achieved by drying the gas with glycol at a lower pressure.
Пример 1. Кислый газ установки аминовой очистки в количестве 500 м3/ч, имеющий давление 0,05 МПа и температуру 40°C, смешивают с потоком сжиженного газа. Кислый газ содержит 80% сероводорода и 20% об. углекислого газа, а сжиженный газ состоит из пропана, бутана и пентана в соотношении 1:1:1 и расход его составляет 330 м3/ч. Расход смешанного газа - 830 м3/ч, содержание в нем компонентов сжиженного газа составляет 39,8% об. Смешанный газ далее направляют в компрессор, в котором газ сжимают до давления 0,4 МПа, затем охлаждают в холодильнике до температуры 50°C с последующим отделением в газовом сепараторе основного количества влаги в виде конденсата, который выводят из нижней части сепаратора в количестве 33 кг/ч. Для удаления оставшегося количества воды газовую фазу с верхней части сепаратора направляют в абсорбер, орошаемый триэтиленгликолем. После абсорбера содержание влаги в газе, имеющем температуру 60°C, составляет 0,01% об. Сжатый и осушенный таким образом кислый газ, содержащий в качестве компонента сжиженный газ, сжимают компрессором до расчетного давления сжижения 0,8 МПа. Получают жидкость в количестве 1669.0 кг, которую охлаждают до 45°C и насосом подают для закачки в пласт через нагнетательную скважину.Example 1. The acid gas of the amine purification unit in an amount of 500 m 3 / h, having a pressure of 0.05 MPa and a temperature of 40 ° C, is mixed with a stream of liquefied gas. Sour gas contains 80% hydrogen sulfide and 20% vol. carbon dioxide, and liquefied gas consists of propane, butane and pentane in a ratio of 1: 1: 1 and its consumption is 330 m 3 / h. The consumption of mixed gas is 830 m 3 / h, the content of liquefied gas components in it is 39.8% vol. The mixed gas is then sent to a compressor, in which the gas is compressed to a pressure of 0.4 MPa, then cooled in the refrigerator to a temperature of 50 ° C, followed by separation of the main amount of moisture in the gas separator in the form of condensate, which is removed from the bottom of the separator in an amount of 33 kg / h To remove the remaining amount of water, the gas phase from the upper part of the separator is sent to an absorber irrigated with triethylene glycol. After the absorber, the moisture content in the gas having a temperature of 60 ° C is 0.01% vol. The acid gas compressed and dried in this way, containing liquefied gas as a component, is compressed by a compressor to a design liquefaction pressure of 0.8 MPa. A liquid is obtained in an amount of 1669.0 kg, which is cooled to 45 ° C and pumped for injection into the formation through an injection well.
Экономия электроэнергии за счет снижения давления ожижения с 4,2 МПа по прототипу (для кислого газа без смешения со сжиженным газом) до 0,8 МПа по предлагаемому способу составляет 200 кВт-час в расчете на 1000 м3 кислого газа.The energy savings due to the reduction of the liquefaction pressure from 4.2 MPa according to the prototype (for acid gas without mixing with liquefied gas) to 0.8 MPa by the proposed method is 200 kWh per 1000 m 3 of acid gas.
Пример 2. Кислый газ установки аминовой очистки в количестве 1000 м3/ч с давлением 0,08 МПа и температурой 45°C смешивают с потоком сжиженного газа. Кислый газ содержит 39% мас. сероводорода и 61% углекислого газа, а соотношении пропана, бутана и пентана в сжиженном газе составляет, соответственно,Example 2. The acid gas of the amine treatment plant in an amount of 1000 m 3 / h with a pressure of 0.08 MPa and a temperature of 45 ° C is mixed with a stream of liquefied gas. Sour gas contains 39% wt. hydrogen sulfide and 61% carbon dioxide, and the ratio of propane, butane and pentane in liquefied gas is, respectively,
0,61:0,35:0,05, расход его - 425 м3/ч. Расход смешанного газа - 1425 м3/ч, содержание в нем компонентов сжиженного газ 29,8% об. Этот газ далее сжимают до давления 0,6 МПа, охлаждают в холодильнике до температуры 50°C с последующим отделением в газовом сепараторе основного количества влаги в виде конденсата в количестве 57 кг/ч. Для удаления оставшегося количества воды газовую фазу с верхней части сепаратора направляют в абсорбер, орошаемой триэтиленгликолем. После абсорбера содержание влаги в газе, имеющей температуру 60°C, составляет 0,01% об. Сжатый и осушенный таким образом кислый газ, содержащий в качестве компонента сжиженный газ, сжимают компрессором до расчетного давления сжижения 3,8 МПа. Получают жидкость в количестве 2672.0 кг, которую охлаждают до 45°C и насосом подают для закачки в пласт через нагнетательную скважину.0.61: 0.35: 0.05, its consumption is 425 m 3 / h. The consumption of mixed gas is 1425 m 3 / h, the content of liquefied gas components in it is 29.8% vol. This gas is further compressed to a pressure of 0.6 MPa, cooled in a refrigerator to a temperature of 50 ° C, followed by separation in the gas separator of the main amount of moisture in the form of condensate in an amount of 57 kg / h. To remove the remaining amount of water, the gas phase from the top of the separator is sent to an absorber irrigated with triethylene glycol. After the absorber, the moisture content in the gas having a temperature of 60 ° C is 0.01% vol. The acid gas compressed and dried in this way, containing liquefied gas as a component, is compressed by a compressor to a calculated liquefaction pressure of 3.8 MPa. A liquid is obtained in an amount of 2672.0 kg, which is cooled to 45 ° C and pumped for injection into the formation through an injection well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131304/03A RU2520121C2 (en) | 2012-07-20 | 2012-07-20 | Method of acid gas treatment for injection into formation through injector |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131304/03A RU2520121C2 (en) | 2012-07-20 | 2012-07-20 | Method of acid gas treatment for injection into formation through injector |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012131304A RU2012131304A (en) | 2014-01-27 |
| RU2520121C2 true RU2520121C2 (en) | 2014-06-20 |
Family
ID=49956986
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012131304/03A RU2520121C2 (en) | 2012-07-20 | 2012-07-20 | Method of acid gas treatment for injection into formation through injector |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2520121C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1303481C (en) * | 1987-07-16 | 1992-06-16 | Hans Becker | Process for drying sulfur dioxide |
| RU2147917C1 (en) * | 1993-12-23 | 2000-04-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method of natural gas pretreatment under pressure |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| RU66243U1 (en) * | 2007-05-16 | 2007-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | DEVELOPMENT OF ACID GAS PREPARATION FOR INFLATION IN THE FORM THROUGH A DELIVERY WELL |
| RU2342525C1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of preparing acid gas for pumping into reservoir through pressure well |
| RU2428375C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of preparing sulphur dioxide for pumping into formation through injection well |
-
2012
- 2012-07-20 RU RU2012131304/03A patent/RU2520121C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1303481C (en) * | 1987-07-16 | 1992-06-16 | Hans Becker | Process for drying sulfur dioxide |
| RU2147917C1 (en) * | 1993-12-23 | 2000-04-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method of natural gas pretreatment under pressure |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| RU66243U1 (en) * | 2007-05-16 | 2007-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | DEVELOPMENT OF ACID GAS PREPARATION FOR INFLATION IN THE FORM THROUGH A DELIVERY WELL |
| RU2342525C1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of preparing acid gas for pumping into reservoir through pressure well |
| RU2428375C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of preparing sulphur dioxide for pumping into formation through injection well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012131304A (en) | 2014-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9605896B2 (en) | Process for treating a natural gas containing carbon dioxide | |
| EA009089B1 (en) | Configurations and methods of acid gas removal | |
| CN102538398B (en) | Process and system for purifying, separating and liquefying nitrogen-and-oxygen-containing coal mine methane (CMM) | |
| US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
| Anyadiegwu et al. | NATURAL GAS DEHYDRATION USING TRIETHYLENE GLYCOL (TEG). | |
| CN102438726B (en) | Method for processing a natural load gas for obtaining a natural processed gas and a reduction in c5+ hydrocarbons, and associated installation | |
| CN105038882B (en) | A kind of saturated aqueous oil field gas reclaims the comprehensive smart dewatering process of LNG/LPG/NGL products | |
| CN106761659B (en) | CO for oil field2Purification and liquefaction process for reinjection of produced gas | |
| RU2498175C2 (en) | Production of treated hydrocarbons gas from gas flow containing hydrocarbons and acid impurities | |
| CN101899342A (en) | Process for producing liquefied natural gas by coal bed gas in mine coal | |
| CN111004657B (en) | Method for comprehensively utilizing oilfield associated gas | |
| US9964034B2 (en) | Methods for producing a fuel gas stream | |
| CN105154013A (en) | System and method for preparing two types of mixed refrigerants by means of recycling LNG (liquefied natural gas)/LPG (liquefied petroleum gas)/NGL (natural gas liquid) products from petroleum associated gas | |
| EP2744750A1 (en) | Method of producing sulfur dioxide | |
| RU2439452C1 (en) | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas | |
| RU2520121C2 (en) | Method of acid gas treatment for injection into formation through injector | |
| WO2008043833A2 (en) | Process to prepare a gaseous mixture | |
| US20180016977A1 (en) | Methods and systems for treating fuel gas | |
| CN217715638U (en) | Shale gas edulcoration rectification separation and liquefaction equipment | |
| CN103747847A (en) | Method and device for dehydrating a co2 containing gas | |
| RU2750013C1 (en) | Method for injecting gas into reservoir (options) | |
| CN104279838A (en) | Oilfield associated gas stable mixed hydrocarbon recycling and natural gas liquefaction combined technology | |
| CN111004081B (en) | Separation method and device for reaction gas for preparing ethylene by oxidative coupling of methane | |
| CN204022773U (en) | A kind of device improving low pressure natural gas light hydrocarbon recovery rate | |
| RU2342525C1 (en) | Method of preparing acid gas for pumping into reservoir through pressure well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140721 |