RU2532822C1 - Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower - Google Patents
Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower Download PDFInfo
- Publication number
- RU2532822C1 RU2532822C1 RU2013125845/06A RU2013125845A RU2532822C1 RU 2532822 C1 RU2532822 C1 RU 2532822C1 RU 2013125845/06 A RU2013125845/06 A RU 2013125845/06A RU 2013125845 A RU2013125845 A RU 2013125845A RU 2532822 C1 RU2532822 C1 RU 2532822C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ejector
- gas
- reagent
- valve
- pipeline
- 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 (см. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. - М.: Недра, 1988, с.153-154) способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации газа. Этот способ осуществляют 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 25°С обеспечивается высокая степень извлечения жидких углеводородов (С5Н12+высшие) из природного газа газоконденсатных месторождений (выше 95%). Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками и расширительными устройствами подают ингибитор гидратообразования (обычно гликоль или метанол). Отработанный (насыщенный) ингибитор регенерируется методом ректификации на отдельной установке регенерации.There is a known (see Balyberdina IT Physical methods of processing and use of gas. - M .: Nedra, 1988, p.153-154) a method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature gas separation. 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. At a temperature in the terminal low-temperature separator below minus 25 ° С, a high degree of extraction of liquid hydrocarbons (C 5 H 12 + higher ) from natural gas from gas condensate fields (above 95%) is ensured. To prevent hydrate formation, a hydrate inhibitor (usually glycol or methanol) is fed into the gas stream in front of the heat exchangers and expansion devices. The spent (saturated) inhibitor is regenerated by rectification in a separate regeneration unit.
Трехступенчатая схема в соответствии с указанным способом реализована на Уренгойском газоконденсатном месторождении с использованием в качестве ингибитора гидратообразования метанола. Система ввода ингибитора гидратообразования не раскрыта.A three-stage scheme in accordance with the indicated method was implemented at the Urengoy gas condensate field using methanol as an inhibitor of hydrate formation. The hydrate inhibitor input system has not been disclosed.
Известен (SU, авторское свидетельство 1350447, 1987) способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией, включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в поток газа водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования (метанола), выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы и направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации.Known (SU, copyright certificate 1350447, 1987) is a method for preparing a gas-condensate mixture for transport by three-stage separation, including step-by-step separation, cooling the gas stream between the separation stages, introducing a water-soluble volatile organic hydrate formation inhibitor (methanol) into the gas stream, removing liquid from the separators, and separating it to the hydrocarbon and water phases and the direction of the latter into the gas stream entering one of the previous separation stages.
Система ввода ингибитора гидратообразования не раскрыта. Известна (RU, патент 94873, 2010) установка очистки малосернистого газа от сероводорода при давлениях и температурах, вызывающих образование гидратов углеводородных газов в составе промысловой установки низкотемпературной сепарации газа, включающая противоточный насадочный абсорбер, насос и емкости для свежего и отработанного абсорбента. Кроме того, в ее состав дополнительно входит сепаратор, который устанавливается перед абсорбером, и камера для замера гидравлического сопротивления абсорбера, причем штуцер ввода газа в абсорбер располагается в нижней части аппарата выше штуцера вывода жидкости из абсорбера, который располагается выше штуцера для присоединения нижнего конца измерительной камеры, верхний конец которой соединяется с газопроводом выхода газа из абсорбера, при этом измерительная камера устанавливается непосредственно с абсорбером, а высота измерительной камеры равна высоте абсорбера, причем штуцер вывода жидкости из абсорбера соединяется с трубопроводом вывода жидкости из сепаратора, а штуцер выхода газа из абсорбера соединяется с трубопроводом подачи газа на трехступенчатую сепарацию, при этом емкость для свежего абсорбента устанавливается выше насоса, всасывающий патрубок которого соединяется с нижним штуцером этой емкости, а нагнетательный патрубок со штуцером подачи жидкости в абсорбер, который располагается в верхней части абсорбера и ниже штуцера выхода газа из него, при этом в качестве абсорбента на установке используются предельные углеводороды.The hydrate inhibitor input system has not been disclosed. Known (RU, patent 94873, 2010) is a unit for purification of low-sulfur gas from hydrogen sulfide at pressures and temperatures causing the formation of hydrocarbon gas hydrates in a field unit for low-temperature gas separation, including a countercurrent packed absorber, pump and containers for fresh and spent absorbent. In addition, it also includes a separator, which is installed in front of the absorber, and a chamber for measuring the hydraulic resistance of the absorber, and the gas inlet to the absorber is located in the lower part of the device above the liquid outlet from the absorber, which is located above the nozzle for connecting the lower end of the measuring chambers, the upper end of which is connected to the gas pipeline of the gas outlet from the absorber, while the measuring chamber is installed directly with the absorber, and the height is th chamber is equal to the height of the absorber, and the nozzle for discharging liquid from the absorber is connected to the pipeline for discharging liquid from the separator, and the nozzle for discharging gas from the absorber is connected to the gas supply pipe for three-stage separation, while the tank for fresh absorbent is installed above the pump, the suction pipe of which is connected to the lower fitting of this tank, and the discharge pipe with a fitting for supplying liquid to the absorber, which is located in the upper part of the absorber and below the gas outlet fitting, saturated hydrocarbons are used as absorbent in the installation.
Система ввода абсорбента не раскрыта.Absorbent input system not disclosed.
Известен (RU, патент 2283689, 204) способ обработки газоконденсатной углеводородной смеси. Известный способ состоит в том, что сначала проводят первичную сепарацию и вторичную сепарацию углеводородной смеси с подводом метанола на последней, при этом осуществляют отвод после первичной сепарации газообразной фазы на вторичную сепарацию и жидкой среды, включающей углеводородную и водную фазы, а после вторичной сепарации отвод газообразной фазы и жидкой среды, включающей углеводородную фазу и водометанольный раствор с последующим смешением жидких сред после первичной и вторичной сепарации, выделенную после вторичной сепарации газообразную фазу охлаждают и подают в третью ступень сепарации, где из газообразной фазы выделяют углеводородный газ и жидкую среду, включающую водометанольный раствор и углеводородную фазу, после чего углеводородный газ подают в абсорбер, в котором путем его пропуска через углеводородный абсорбент получают углеводородный газ, подготовленный для последующей его транспортировки потребителю, при этом смесь жидких сред, полученную в ходе первичной и вторичной сепарации, подают в первый разделитель, где из нее выделяют углеводородный газ, который подают в абсорбер, а оставшуюся смесь жидких сред разделяют на водометанольный раствор, который подают на регенерацию, и жидкую смесь углеводородной фазы и водометанольного раствора, которую охлаждают в первом теплообменнике-охладителе и смешивают с жидкой средой после третьей ступени сепарации, после чего часть полученной жидкой смеси подают во второй разделитель, а оставшуюся часть жидкой смеси подают в качестве углеводородного абсорбента в абсорбер, полученную в последнем после контакта с газом жидкую смесь направляют из абсорбера во второй разделитель, в котором из направленных в него жидких смесей выделяют водометанольный раствор, который подают на регенерацию, и углеводородную фазу с остатками водометанольного раствора, которую подают из второго разделителя через теплообменник, где ее нагревают до температуры от 3 до 7°С, в третий разделитель, в последнем из углеводородной фазы выделяют водометанольный раствор, который направляют на регенерацию или на рециркуляцию во вторичную ступень сепарации, и углеводородную фазу, которую через второй теплообменник-охладитель направляют потребителю.Known (RU, patent 2283689, 204) is a method of processing a gas condensate hydrocarbon mixture. The known method consists in the fact that first carry out the primary separation and secondary separation of the hydrocarbon mixture with the supply of methanol in the latter, while the discharge after the primary separation of the gaseous phase into the secondary separation and the liquid medium, including the hydrocarbon and aqueous phases, and after the secondary separation, the gaseous phase and liquid medium, including the hydrocarbon phase and water-methanol solution, followed by mixing of the liquid medium after the primary and secondary separation, isolated after the secondary separation the gaseous phase is cooled and fed to the third separation stage, where hydrocarbon gas and a liquid medium including a water-methanol solution and a hydrocarbon phase are separated from the gaseous phase, after which the hydrocarbon gas is fed to the absorber, in which hydrocarbon gas prepared for passing through the hydrocarbon absorbent is prepared for its subsequent transportation to the consumer, while the mixture of liquid media obtained during the primary and secondary separation is fed to the first separator, where hydrocarbon g is recovered from it h, which is fed into the absorber, and the remaining mixture of liquid media is separated into a water-methanol solution, which is fed for regeneration, and a liquid mixture of the hydrocarbon phase and water-methanol solution, which is cooled in the first heat exchanger-cooler and mixed with the liquid medium after the third separation stage, after which part of the obtained liquid mixture is fed into the second separator, and the remaining part of the liquid mixture is fed as a hydrocarbon absorbent to the absorber, the liquid mixture obtained in the latter after contact with gas is sent from an absorber to a second separator, in which a water-methanol solution is fed from the liquid mixtures directed to it, which is supplied for regeneration, and a hydrocarbon phase with the remaining water-methanol solution, which is supplied from the second separator through a heat exchanger, where it is heated to a temperature of 3 to 7 ° C, in the third separator, in the last of the hydrocarbon phase, a water-methanol solution is isolated, which is sent for regeneration or recycling to the secondary separation stage, and the hydrocarbon phase, which is passed through the second heat exchange nick-cooler is directed to the consumer.
Используемая для реализации способа установка содержит сепаратор первой ступени с подключенным к нему трубопроводом подвода исходной газоконденсатной смеси, сепаратор второй ступени, в который подают метанол, сепаратор третьей ступени, первый разделитель, второй разделитель, третий разделитель, абсорбер, теплообменники, первый и второй теплообменники-охладители и холодопроизводящий агрегат, который, как правило, включает компрессор, воздушный холодильник и турбодетандер.The installation used to implement the method comprises a first-stage separator with a pipeline for supplying the initial gas condensate mixture, a second-stage separator, which serves methanol, a third-stage separator, a first separator, a second separator, a third separator, an absorber, heat exchangers, the first and second heat exchangers coolers and a cooling unit, which typically includes a compressor, an air cooler, and a turboexpander.
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (Поляков А. В. Исследование и разработка устройств для подачи реагента в трубопровод при давлении реагента ниже давления в трубопроводе. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук) установку введения ингибитора в промысловый трубопровод. Установка содержит эжектор, встроенный в магистральный трубопровод. К магистрали до эжектора подключен вход уравнительной линии. Уравнительная линия содержит последовательно установленные и соединенные отрезками трубопровода клапан-регулятор уравнительной линии, емкость с жидким ингибитором и клапан, регулирующий подачу жидкого ингибитора в эжектор.The closest analogue of the developed technical solution can be recognized (A. Polyakov Research and development of devices for supplying the reagent to the pipeline at a reagent pressure below the pressure in the pipeline. Thesis for the degree of candidate of technical sciences) installation of introducing the inhibitor into the production pipeline. The installation contains an ejector built into the main pipeline. An equalization line input is connected to the line to the ejector. The equalization line contains sequentially installed and connected by pipeline segments the regulator of the equalization line, a container with a liquid inhibitor and a valve that regulates the flow of the liquid inhibitor into the ejector.
Установка работает следующим образом. По магистральному газопроводу газ подают под давлением на эжектор, под действием давления перекачивающего газа в эжекторе создается разрежение, благодаря которому происходит приток низконапорной жидкости из емкости по линии подачи ингибитора через регулирующий клапан. Ингибитор из емкости поступает в эжектор, далее в эжекторе происходит смешивание газа и жидкости (ингибитора), причем ингибитор диспергируется, на выходе из эжектора давления газожидкостной смеси восстанавливается. Клапана регуляторы служат для регулирования подачи ингибитора и поддержания оптимального давления в емкости, а также для отключения установки.Installation works as follows. Gas is supplied through the main gas pipeline under pressure to the ejector; under the action of the pressure of the pumping gas, a vacuum is created in the ejector, due to which the low-pressure liquid flows from the tank through the supply line of the inhibitor through the control valve. The inhibitor from the tank enters the ejector, then the gas and liquid (inhibitor) are mixed in the ejector, and the inhibitor is dispersed, and the gas-liquid mixture is restored at the outlet of the ejector. Valve regulators are used to regulate the flow of the inhibitor and maintain optimal pressure in the tank, as well as to turn off the unit.
Недостатком ближайшего аналога можно признать техническую сложность установки эжектора в магистральный трубопровод, а также низкую эффективность способа.The disadvantage of the closest analogue can be recognized as the technical complexity of installing the ejector in the main pipeline, as well as the low efficiency of the method.
Данное техническое решение выбрано в качестве ближайшего аналога.This technical solution is selected as the closest analogue.
Техническая задача, решаемая в процессе реализации разработанного технического решения, состоит в оптимизации подачи жидких и газообразных реагентов в трубопровод.The technical problem to be solved in the process of implementing the developed technical solution is to optimize the supply of liquid and gaseous reagents to the pipeline.
Технический результат, получаемый при реализации разработанных устройства и способа, состоит в упрощении введения в поток углеводорода реагента в мелкодисперсной форме за счет использования эжектора в качестве идеальной форсунки.The technical result obtained by the implementation of the developed device and method consists in simplifying the introduction of a finely divided form of a reagent into the hydrocarbon stream by using an ejector as an ideal nozzle.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанное устройство введения реагента в трубопровод с использованием эжектора. Разработанное устройство содержит пневмоцилиндр, внутри которого установлена с возможностью перемещения по пневмоцилиндру ось, на одном конце которой установлены два разнесенных по длине оси поршня, на другом конце оси установлен затвор эжектора, на наружной поверхности пневмоцилиндра со стороны затвора прикреплен эжектор, который содержит средство подключения низконапорного газа, на боковой поверхности пневмоцилиндра установлены средства подвода высоконапорного газа, а также подключенное через пневмоклапан средство подвода реагента, при этом средство подвода высоконапорного газа через проходной клапан и четырехходовой кран подключено по первому трубопроводу к пространству пневмоцилиндра между поршнями, а также через дополнительный проходной кран к дренажной магистрали, по второму трубопроводу - к средству подвода реагента после пневмоклапана, а также к объему пневмоцилиндра между затвором и ближнему к нему поршнем, а по третьему трубопроводу - к пневмоклапану и объему пневмоцилиндра между его торцевой стенкой и наиболее удаленным от затвора поршнем.To achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed device for introducing a reagent into the pipeline using an ejector. The developed device contains a pneumatic cylinder, inside of which an axis is mounted to move along the pneumatic cylinder, two pistons spaced along the axis of the piston are installed on one end, an ejector shutter is installed at the other end of the axis, an ejector is attached to the outer surface of the pneumatic cylinder from the shutter side, which contains means for connecting a low-pressure gas, on the lateral surface of the pneumatic cylinder there are installed means for supplying high-pressure gas, as well as means for supplying a reaction connected through a pneumatic valve nt, while the means for supplying high-pressure gas through the check valve and the four-way valve are connected through the first pipeline to the space of the pneumatic cylinder between the pistons, as well as through an additional check valve to the drainage line, through the second pipe to the means for supplying the reagent after the pneumatic valve, as well as to the volume of the pneumatic cylinder between the valve and the piston closest to it, and through the third pipeline to the pneumatic valve and the volume of the pneumatic cylinder between its end wall and the piston furthest from the valve.
Разработанная установка проще, чем установка, выбранная в качестве ближайшего аналога, поскольку не надо встраивать в магистральный трубопровод никаких дополнительных элементов (в частности, эжектора). А в чем еще преимущества? В том, что эжектора - это идеальные форсунки, обеспечивающие наилучший распыл реагента.The developed installation is simpler than the installation selected as the closest analogue, since it is not necessary to integrate any additional elements (in particular, an ejector) into the main pipeline. What are the other benefits? The fact that ejectors are ideal nozzles that provide the best atomization of the reagent.
Преимущественно, хотя и не обязательно проходной клапан, установленный между средством подвода высоконапорного газа и четырехходовым клапаном, выполнен с ручным приводом. Однако возможен вариант выполнения устройства, когда указанный проходной клапан выполнен с электроприводом. Выполнение клапана зависит от условий его эксплуатации.Advantageously, although not necessarily a check valve, installed between the means for supplying high-pressure gas and a four-way valve, is made with a manual actuator. However, a possible embodiment of the device when the specified check valve is made with an electric actuator. The performance of the valve depends on its operating conditions.
Предпочтительно четырехходовой кран выполнен с электроприводом. Это упрощает изменение положения крана и позволяет автоматизировать его работу. Однако указанный четырехходовой кран может быть выполнен, в зависимости от условий эксплуатации разработанного устройства, и с ручным приводом.Preferably, the four-way valve is electrically driven. This simplifies changing the position of the crane and allows you to automate its operation. However, the specified four-way valve can be performed, depending on the operating conditions of the developed device, and with a manual drive.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ введения реагента в трубопровод с использованием эжектора. Согласно разработанному способу осуществляют подачу газа и реагента в эжектор, причем через соответствующие средства подают на эжектор низконапорный и высоконапорный газы, от средства подачи высоконапорного газа подают высоконапорный газ через четырехходовой кран в объем пневмоцилиндра, внутри которого установлена с возможностью перемещения ось, на одном конце которой размещены последовательно два поршня, а на другом конце оси установлен затвор эжектора, между затвором эжектора и ближним к нему поршнем, смещая поршни пневмоцилиндра и затвор эжектора с освобождением проходного отверстия в эжекторе, и одновременно подают высоконапорный газ на пневмоклапан подачи реагента в эжектор с поступлением реагента из магистрали в эжектор и затем в трубопровод, для прекращения подачи реагента подают высоконапорный газ в трубопровод на закрытие пневмоклапана и одновременно в пространство между поршнями с последующим смещением поршней и затвора эжектора с перекрытием эжектора.To achieve the technical result, it is proposed to use the developed method for introducing a reagent into the pipeline using an ejector. According to the developed method, gas and reagent are supplied to the ejector, whereby low-pressure and high-pressure gases are supplied to the ejector through appropriate means, and high-pressure gas is supplied from the high-pressure gas supply means through a four-way valve to the volume of the pneumatic cylinder, inside of which an axis is mounted with the possibility of movement, at one end of which two pistons are placed in series, and an ejector shutter is installed on the other end of the axis, between the ejector shutter and the piston closest to it, displacing the pistons of the pneumatic cylinder and an ejector shutter with the passage of a hole in the ejector being released, and at the same time high-pressure gas is supplied to the reagent pneumatic valve to the ejector with the reagent entering the ejector and then into the pipeline, to stop reagent supply, the high-pressure gas is fed into the pipeline to close the pneumatic valve and simultaneously to the space between pistons with subsequent displacement of the pistons and the shutter of the ejector with the overlap of the ejector.
Разработанная система подачи высоконапорного газа в отличие от способа, использованного в качестве ближайшего аналога, обеспечивает достижением указанного технического результата.The developed high-pressure gas supply system, in contrast to the method used as the closest analogue, ensures the achievement of the specified technical result.
Через эжектор можно подавать как жидкие реагенты (ингибиторы коррозии, парафинообразования, антикоагулянты, антивспениватели, моющие присадки, метанол, этиленгликоль и т.д.), так и газообразные (одоранты и т.д.).Both liquid reagents (corrosion inhibitors, paraffin waxes, anticoagulants, antifoams, detergents, methanol, ethylene glycol, etc.) and gaseous (odorants, etc.) can be fed through the ejector.
В процессе работы в некоторых случаях избыточное давление газа из пространства между поршнями удаляют через магистраль дренажа,а реагент подают в критическое сечение сопла эжектора.During operation, in some cases, excess gas pressure from the space between the pistons is removed through the drainage line, and the reagent is fed into the critical section of the ejector nozzle.
На чертеже приведена схема разработанного устройства, при этом использованы следующие обозначения: поршень 1, ближний к затвору эжектора, затвор 2, поршень 3, дальний от затвора, электропривод 4, пневмоклапан 5 подачи реагента, четырехходовой кран 6, проходной кран 7, пневмоцилиндр 8, средство 9 подачи высоконапорного газа, средство подачи низконапорного газа 10.The drawing shows a diagram of the developed device, with the following notation:
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Подключают магистраль подачи реагента к пневмоклапану 5. Подключают подачу низконапорного газа к средству 10 и высоконапорного газа к магистрали 9. Устанавливают с использованием электропривода 4 и четырехходового клапана 6 возможность подачи высоконапорного газа на пневмоклапан 5 и в пространство пневмоцилиндра между поршнем 1 и затвором 2. Открыв кран 7, подают высоконапорный газ в указанные элементы устройства. Пневмоклапан 5 открывается, обеспечивая подачу реагента в эжектор, через пневмоцилиндр высоконапорный газ поступает на эжектор, при этом реагент мелкими каплями поступает в трубопровод. При необходимости поворачивают четырехходовой кран 6 таким образом, чтобы высоконапорный газ поступал в пространство между корпусом пневмоцилиндра и поршнем 3, а также на пневмоклапан, закрывая его. Подача реагента прекращается. При необходимости излишки высоконапорного газа из промежутка между поршнями 1 и 3 сбрасывают через дренаж.Connect the reagent supply line to the
Работа разработанного устройства иллюстрирована следующими примерами реализации.The operation of the developed device is illustrated by the following implementation examples.
1. Низконапорный газ в количестве 1500 м3/ч с давлением 2,8 МПа и температурой 5°С подают на эжектор через пневмоклапан. Метанол концентрацией 90% масс. поступает в количестве 300 кг/ч в поток активного (высоконапорного) газа, расход которого составляет 200000 м3/ч при давлении 10 МПа и температуре минус 15°С. На выходе из эжектора давление газа падает до 7 МПа, а температура -до минус 30°С.1. A low-pressure gas in an amount of 1500 m 3 / h with a pressure of 2.8 MPa and a temperature of 5 ° C is fed to the ejector through a pneumatic valve. Methanol concentration of 90% of the mass. enters in an amount of 300 kg / h into the flow of active (high-pressure) gas, the flow rate of which is 200,000 m 3 / h at a pressure of 10 MPa and a temperature of minus 15 ° С. At the outlet of the ejector, the gas pressure drops to 7 MPa, and the temperature drops to minus 30 ° С.
2. Низконапорный газ в количестве 3200 м3/ч с давлением 3 МПа и температурой 10°С подают на эжектор через пневмоклапан. Ингибитор парафиноотложения поступает в количестве 5 кг/ч в поток активного (высоконапорного) газа, расход которого составляет 416000 м3/ч при давлении 11 МПа и температуре минус 5°С. На выходе из эжектора давление газа падает до 7,3 МПа, а температура до минус 20°С.2. A low-pressure gas in an amount of 3200 m 3 / h with a pressure of 3 MPa and a temperature of 10 ° C is fed to the ejector through a pneumatic valve. The paraffin inhibitor enters in an amount of 5 kg / h into the flow of active (high-pressure) gas, the flow rate of which is 416,000 m 3 / h at a pressure of 11 MPa and a temperature of minus 5 ° С. At the outlet of the ejector, the gas pressure drops to 7.3 MPa, and the temperature to minus 20 ° C.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013125845/06A RU2532822C1 (en) | 2013-06-05 | 2013-06-05 | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013125845/06A RU2532822C1 (en) | 2013-06-05 | 2013-06-05 | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2532822C1 true RU2532822C1 (en) | 2014-11-10 |
Family
ID=53382502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013125845/06A RU2532822C1 (en) | 2013-06-05 | 2013-06-05 | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2532822C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104633454A (en) * | 2015-01-23 | 2015-05-20 | 成都孚吉科技有限责任公司 | Vertical solid defoamer filling device |
| CN107816637A (en) * | 2017-10-24 | 2018-03-20 | 连建腾 | A kind of natural gas line batch charger |
| RU2709590C1 (en) * | 2019-05-17 | 2019-12-18 | Андрей Юрьевич Беляев | Method of feeding reagent into pipeline |
| RU2748632C1 (en) * | 2020-08-13 | 2021-05-28 | Андрей Юрьевич Беляев | Reagent injection unit into main pipeline and method for replacing reagent injection nozzle into main pipeline using reagent injection unit |
| US11634971B1 (en) | 2021-10-21 | 2023-04-25 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for controlling a chemical dosage |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4611294A (en) * | 1984-05-01 | 1986-09-09 | Stanfill Ira C | Method of and apparatus for monitoring odorizer performance |
| SU1564464A1 (en) * | 1988-03-24 | 1990-05-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Device for introduction of chemical reagent of transported flow of liquid or gas |
| DE4317395A1 (en) * | 1993-05-25 | 1994-12-01 | Linde Ag | Method and device for supplying consumers with odorized gas |
| EP1030098A2 (en) * | 1999-02-19 | 2000-08-23 | O.M.T. OFFICINA MECCANICA TARTARINI S.p.A. | Injection method and apparatus for odorising a gas, in a pumping station |
| RU43619U1 (en) * | 2004-05-25 | 2005-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | DEVICE FOR DOSING THE SUBMISSION OF LIQUID REAGENT TO THE OIL PIPELINE |
| RU2400651C1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью Спецэнергогазстрой (ООО "Спецэнергогазстрой") | Ejector device for charging consumed vessel of gas odoriser |
-
2013
- 2013-06-05 RU RU2013125845/06A patent/RU2532822C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4611294A (en) * | 1984-05-01 | 1986-09-09 | Stanfill Ira C | Method of and apparatus for monitoring odorizer performance |
| SU1564464A1 (en) * | 1988-03-24 | 1990-05-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Device for introduction of chemical reagent of transported flow of liquid or gas |
| DE4317395A1 (en) * | 1993-05-25 | 1994-12-01 | Linde Ag | Method and device for supplying consumers with odorized gas |
| EP1030098A2 (en) * | 1999-02-19 | 2000-08-23 | O.M.T. OFFICINA MECCANICA TARTARINI S.p.A. | Injection method and apparatus for odorising a gas, in a pumping station |
| RU43619U1 (en) * | 2004-05-25 | 2005-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | DEVICE FOR DOSING THE SUBMISSION OF LIQUID REAGENT TO THE OIL PIPELINE |
| RU2400651C1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью Спецэнергогазстрой (ООО "Спецэнергогазстрой") | Ejector device for charging consumed vessel of gas odoriser |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104633454A (en) * | 2015-01-23 | 2015-05-20 | 成都孚吉科技有限责任公司 | Vertical solid defoamer filling device |
| CN107816637A (en) * | 2017-10-24 | 2018-03-20 | 连建腾 | A kind of natural gas line batch charger |
| CN107816637B (en) * | 2017-10-24 | 2019-06-28 | 陈明镇 | A kind of natural gas line batch charger |
| RU2709590C1 (en) * | 2019-05-17 | 2019-12-18 | Андрей Юрьевич Беляев | Method of feeding reagent into pipeline |
| RU2748632C1 (en) * | 2020-08-13 | 2021-05-28 | Андрей Юрьевич Беляев | Reagent injection unit into main pipeline and method for replacing reagent injection nozzle into main pipeline using reagent injection unit |
| US11634971B1 (en) | 2021-10-21 | 2023-04-25 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for controlling a chemical dosage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2532822C1 (en) | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower | |
| AU2013224145B2 (en) | Gas treatment system using supersonic separators | |
| RU2476789C1 (en) | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation | |
| CN202909472U (en) | Multi-effect evaporator system | |
| ITPI20110018A1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR THE SOFTENING AND / OR DEHYDRATION OF A GAS BASED ON HYDROCARBONS, IN PARTICULAR NATURAL GAS | |
| RU2297520C2 (en) | Method for low-pressure gas utilization | |
| US10245527B2 (en) | Solid-liquid separation device | |
| CN101037629A (en) | Natural gas ultrasonic dehydration method | |
| RU2701020C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2432536C1 (en) | Installation for preparation of gas | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| Gad et al. | The economic comparison between dry natural gas and nitrogen gas for stripping water vapor from glycol in the gas dehydration process | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| CN212692272U (en) | Integrative sled of small-size LNG liquefaction | |
| RU2432535C2 (en) | System of low temperature of gas separation at gas condensate deposit | |
| RU2294429C2 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
| RU2471979C2 (en) | Associated gas treatment method | |
| RU2294430C1 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
| RU2509271C2 (en) | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas | |
| RU2342525C1 (en) | Method of preparing acid gas for pumping into reservoir through pressure well | |
| RU149634U1 (en) | SYSTEM OF ADDITIONAL DRYING AND PURIFICATION OF ASSOCIATED OIL GAS WITH HYDROGEN HYDROGEN FOR ITS FURTHER USE AS FUEL IN GAS-GENERATING INSTALLATIONS | |
| RU2823879C1 (en) | Method for low-temperature condensation of flare gas | |
| RU2803501C1 (en) | Natural gas adsorption drying and stripping unit | |
| RU94873U1 (en) | INSTALLATION OF CLEAN-SULFUR GAS CLEANING FROM HYDROGEN HYDROGEN | |
| RU2758767C1 (en) | Associated petroleum gas topping plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170606 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190710 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191108 |