RU2543867C1 - Method of low temperature gas separation - Google Patents
Method of low temperature gas separation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543867C1 RU2543867C1 RU2014100275/05A RU2014100275A RU2543867C1 RU 2543867 C1 RU2543867 C1 RU 2543867C1 RU 2014100275/05 A RU2014100275/05 A RU 2014100275/05A RU 2014100275 A RU2014100275 A RU 2014100275A RU 2543867 C1 RU2543867 C1 RU 2543867C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separation
- stage
- condensate
- separation stage
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов, а именно к способу подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту или переработке методом низкотемпературной сепарации, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.The invention relates to methods for preparing hydrocarbon gases, and in particular to a method for preparing natural and associated petroleum gas for transport or processing by low-temperature separation, and can be used in the oil and gas industry.
Известен способ низкотемпературной сепарации газа [Николаев В.В. и др. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.6], включающий предварительную сепарацию сырого газа с получением газа сепарации, углеводородного конденсата и водного раствора ингибитора гидратообразования, охлаждение газа сепарации в рекуперативных теплообменниках холодным отсепарированным (товарным) газом и выветренным конденсатом, смешение охлажденного газа сепарации с газом выветривания, дросселирование полученной смеси, ее сепарацию с получением холодного товарного газа, выводимого с установки после нагрева сырым газом, и конденсата, который дросселируют и затем сепарируют с получением газа выветривания и выветренного конденсата, направляемого на охлаждение сырого газа и последующую стабилизацию в смеси с углеводородным конденсатом, а также отработанного водного раствора ингибитора гидратообразования.A known method of low-temperature gas separation [Nikolaev V.V. and other main processes of physical and physico-chemical gas processing. - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1998, p.6], including preliminary separation of crude gas to produce a separation gas, hydrocarbon condensate and an aqueous solution of a hydrate formation inhibitor, cooling the separation gas in recuperative heat exchangers with cold separated (commodity) gas and weathered condensate, mixing the cooled separation gas with the weathering gas, throttling the resulting mixture, separating it to produce cold commercial gas discharged from the unit after heating with raw gas, and condensate, which throttled and then separated to obtain a weathering gas and weathered condensate, directed to the cooling of the raw gas and subsequent stabilization in a mixture with hydrocarbon condensate, as well as a spent aqueous solution of a hydrate inhibitor.
Необходимость точки ввода ингибитора гидратообразования определяют в соответствии с составом сырого газа и технологическим режимом работы установки. Смесь водных растворов ингибитора гидратообразования направляют на регенерацию.The need for the point of entry of the hydrate inhibitor is determined in accordance with the composition of the raw gas and the technological mode of operation of the installation. A mixture of aqueous solutions of a hydrate inhibitor is sent for regeneration.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- высокие потери легких компонентов товарного газа из-за их растворения в углеводородном конденсате и выветренном конденсате,- high losses of light components of commercial gas due to their dissolution in hydrocarbon condensate and weathered condensate,
- низкая степень извлечения тяжелых углеводородов из-за отсутствия промежуточной сепарации охлажденного сырого газа.- low degree of recovery of heavy hydrocarbons due to the lack of intermediate separation of chilled raw gas.
Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению и широко используется способ низкотемпературной сепарации газа, который позволяет уменьшить потери товарного газа за счет частичной стабилизации конденсата [Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с.290]. Способ предусматривает трехступенчатую сепарацию, включающую сепарацию сырья (сырого газа) на первой ступени с получением газа и конденсата, охлаждение газа первой ступени сепарации частично нагретым газом третьей ступени сепарации, его сепарацию на второй ступени сепарации с получением газа и конденсата, при этом последний смешивают с конденсатом первой ступени сепарации и разделяют с получением газа отдувки и смеси нестабильных конденсатов. Газ второй ступени сепарации охлаждают газом третьей ступени сепарации, смешивают с газом отдувки, полученной смесью эжектируют газ выветривания и дросселируют, а затем сепарируют на третьей ступени сепарации с получением газа, выводимого с установки в качестве товарного после последовательного нагрева газом второй и первой ступени сепарации, и конденсата, который дросселируют и сепарируют с получением газа выветривания и дросселированного конденсата, который смешивают со смесью нестабильных конденсатов и выводят с установки.The closest in technical essence to the claimed invention and is widely used method of low-temperature gas separation, which allows to reduce the loss of commercial gas due to the partial stabilization of the condensate [T. Bekirov, G. A. Lanchakov Gas and condensate processing technology. M .: Nedra-Business Center LLC, 1999, p.290]. The method involves a three-stage separation, including the separation of raw materials (crude gas) in the first stage to produce gas and condensate, cooling the gas of the first separation stage with partially heated gas of the third separation stage, its separation in the second separation stage to produce gas and condensate, while the latter is mixed with condensate of the first stage of separation and is separated to obtain a stripping gas and a mixture of unstable condensates. The gas of the second separation stage is cooled by the gas of the third separation stage, mixed with the blow-off gas, the weathering gas is ejected and throttled with the mixture, and then it is separated in the third separation stage to produce gas that is discharged from the unit as a commodity after sequential heating by the gas of the second and first separation stage, and condensate, which is throttled and separated to obtain a weathering gas and a throttled condensate, which are mixed with a mixture of unstable condensates and removed from the installation.
При низкотемпературной сепарации влажного газа предусматривают ввод ингибитора гидратообразования в потоки газа перед второй и третьей ступенями сепарации и вывод отработанного водного раствора ингибитора гидратообразования с низа каждого из сепараторов и далее с установки.In the case of low-temperature wet gas separation, the hydrate formation inhibitor is introduced into the gas streams before the second and third separation stages and the spent aqueous solution of the hydration inhibitor is removed from the bottom of each of the separators and further from the unit.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкая степень извлечения тяжелых углеводородов из-за отсутствия сепарации охлажденного газа второй ступени сепарации перед его дросселированием,- a low degree of extraction of heavy hydrocarbons due to the lack of separation of chilled gas of the second separation stage before throttling,
- низкая температура точки росы товарного газа из-за большого содержания тяжелых углеводородов,- low temperature dew point of commercial gas due to the high content of heavy hydrocarbons,
- вывод с установки нестабильного конденсатов при низкой температуре, что приводит к ухудшению энергоэффективности процесса из-за отсутствия рекуперации холода указанных потоков.- withdrawal from the installation of unstable condensates at a low temperature, which leads to a deterioration in the energy efficiency of the process due to the lack of cold recovery of these flows.
Задача изобретения - повышение степени извлечения тяжелых компонентов и снижение температуры точки росы товарного газа.The objective of the invention is to increase the degree of extraction of heavy components and lowering the dew point temperature of commercial gas.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - повышение степени извлечения тяжелых компонентов и снижение температуры точки росы товарного газа за счет дефлегмации газа первой ступени сепарации, что позволяет уменьшить содержание в нем тяжелых углеводородов.The technical result that can be obtained by implementing the method is to increase the degree of extraction of heavy components and reduce the temperature of the dew point of the commercial gas due to reflux of gas of the first separation stage, which allows to reduce the content of heavy hydrocarbons in it.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем трехступенчатую сепарацию сырого газа с получением на первой ступени конденсата и газа первой ступени сепарации, который охлаждают газом третьей ступени сепарации и сепарируют на второй ступени с получением конденсата и газа второй ступени сепарации, который дросселируют в условиях эжектирования газа выветривания и сепарируют на третьей ступени с получением газа третьей ступени сепарации, который выводят с установки в качестве товарного газа после нагрева газом первой ступени сепарации, а также углеводородного конденсата третьей ступени сепарации, который дросселируют и подвергают сепарации с получением газа выветривания и нестабильного конденсата, выводимого с установки, особенностью является то, чтоThe specified technical result is achieved by the fact that in the known method, comprising a three-stage separation of crude gas to produce condensate and a gas of a first separation stage in a first stage, which is cooled by gas of a third separation stage and separated in a second stage to produce condensate and a gas of a second separation stage, which are throttled under the conditions of ejection of the weathering gas and is separated in the third stage to obtain gas of the third separation stage, which is removed from the installation as commercial gas after heating with gas of the first separation stage, as well as hydrocarbon condensate of the third separation stage, which are throttled and subjected to separation to obtain weathering gas and unstable condensate discharged from the installation, a feature is that
на первой ступени в качестве конденсата получают углеводородный конденсат и водный конденсат, который выводят с установки, вторую ступень сепарации осуществляют с использованием дефлегматора, верхняя часть которого оборудована двумя секциями тепломассообменных элементов, при этом газ первой ступени сепарации направляют в дефлегматор, где подвергают дефлегмации за счет противоточного косвенного охлаждения товарным газом и дросселированным конденсатом, третьей ступени сепарации, подаваемыми в секции тепломассообменных элементов,at the first stage, hydrocarbon condensate and water condensate are obtained as condensate, which is removed from the installation, the second separation stage is carried out using a reflux condenser, the upper part of which is equipped with two sections of heat and mass transfer elements, while the gas of the first separation stage is sent to a reflux condenser, where they are refluxed by counterflow indirect cooling with commercial gas and throttled condensate, of the third separation stage, supplied to the section of heat and mass transfer elements,
а нагретый в дефлегматоре дросселированный конденсат третьей ступени сепарации подвергают сепарации совместно с дросселированной смесью углеводородного конденсата и конденсата второй ступени сепарации, при этом дополнительно получают водный конденсат, который выводят с установки.and the throttled condensate of the third separation stage heated in the reflux condenser is subjected to separation together with the throttled mixture of hydrocarbon condensate and the condensate of the second separation stage, in addition, water condensate is obtained, which is removed from the installation.
При необходимости предусматривают подачу ингибитора гидратообразования в сепарируемые потоки перед второй и/или третьей ступенями сепарации и вывод отработанного водного раствора ингибитора гидратообразования с установки.If necessary, the hydrate formation inhibitor is supplied to the separated streams before the second and / or third separation stages and the outlet of the spent aqueous solution of the hydration inhibitor from the installation.
Дефлегмация газа первой ступени сепарации за счет противоточного косвенного охлаждения товарным газом и конденсатом третьей ступени сепарации позволяет уменьшить содержание тяжелых компонентов в газе второй ступени сепарации, за счет чего повысить степень их извлечения, а также снизить температуру точки росы товарного газа.The reflux of gas from the first separation stage due to countercurrent indirect cooling with commercial gas and condensate from the third separation stage allows one to reduce the content of heavy components in the gas of the second separation stage, thereby increasing their recovery, as well as lowering the dew point temperature of the commercial gas.
Дополнительным эффектом использования товарного газа и конденсата третьей ступени сепарации в качестве хладагентов при дефлегмации является полная рекуперация холода, полученного при дросселировании, и увеличение эффективности низкотемпературной сепарации.An additional effect of the use of commercial gas and condensate of the third separation stage as refrigerants during reflux is the complete recovery of the cold obtained during throttling, and an increase in the efficiency of low-temperature separation.
Дефлегмацию газа осуществляют известным способом, например, путем конденсации флегмы (тяжелых компонентов газа) на вертикальных наружных поверхностях тепломассообменных элементов, например, радиально-спирального типа, при противоточном охлаждении хладагентами - товарным газом и конденсатом третьей ступени сепарации, подаваемыми во внутреннее пространство тепломассообменных элементов. При этом осуществляется также фракционирование флегмы, стекающей в виде пленки противотоком к потоку газа.Gas reflux is carried out in a known manner, for example, by condensation of reflux (heavy gas components) on the vertical outer surfaces of heat and mass transfer elements, for example, of radial-spiral type, with countercurrent cooling with refrigerants — commercial gas and condensate of the third separation stage, supplied to the internal space of heat and mass transfer elements. At the same time, fractionation of phlegm flowing in the form of a film countercurrent to the gas flow is also carried out.
Давление на первой и второй ступенях сепарации обусловлено давлением сырого газа и гидравлическим сопротивлением оборудования, давление на третьей ступени определяется требованиями, предъявляемыми к составу и характеристикам товарного газа.The pressure at the first and second stages of separation is determined by the pressure of the raw gas and the hydraulic resistance of the equipment, the pressure at the third stage is determined by the requirements for the composition and characteristics of the commercial gas.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж). Сырой газ (I) подают в сепаратор первой ступени 1, где разделяют на водный (II) и углеводородный (III) конденсаты и газ первой ступени сепарации (IV), последний подают в сепарационную зону дефлегматора 2 и подвергают дефлегмации за счет охлаждения подаваемыми противотоком газом (V) и дросселированным конденсатом третьей ступени сепарации (VI) с получением газа (VII) и конденсата (VIII) второй ступени сепарации, а также нагретого дросселированного конденсата третьей ступени сепарации (IX) и товарного газа (X).The proposed method is as follows (see drawing). Crude gas (I) is fed into the separator of the first stage 1, where condensates and gas of the first stage of separation (IV) are separated into water (II) and hydrocarbon (III), the latter is fed into the separation zone of the reflux condenser 2 and refluxed by cooling with countercurrent gas (V) and throttled condensate of the third separation stage (VI) to produce gas (VII) and condensate (VIII) of the second separation stage, as well as heated throttled condensate of the third separation stage (IX) and commercial gas (X).
Газ второй ступени сепарации (VII) смешивают с газом выветривания (XI) и дросселируют с помощью дроссельного эжектирующего устройства 3 и затем сепарируют в сепараторе третьей ступени 4 с получением газа (V) и конденсата (VI) третьей ступени сепарации, которые подают в дефлегматор 2 (последний - после дросселирования в устройстве 5). Нагретый дросселированный конденсат третьей ступени сепарации (IX) подают в трехфазный сепаратор 6 совместно с дросселированной в устройстве 7 смесью углеводородного конденсата (III) и конденсата второй ступени сепарации (VIII), где разделяют с получением газа выветривания (XI), а также нестабильного конденсата (XIII) и водного конденсата (XIV), выводимых с установки.The gas of the second separation stage (VII) is mixed with the weathering gas (XI) and throttled using a throttle ejection device 3 and then separated in the separator of the third stage 4 to obtain gas (V) and condensate (VI) of the third separation stage, which are fed to the reflux condenser 2 (the latter after throttling in device 5). The heated throttled condensate of the third separation stage (IX) is fed into a three-phase separator 6 together with the mixture of hydrocarbon condensate (III) and condensate of the second separation stage (VIII) throttled in the device 7, where they are separated to obtain the weathering gas (XI), as well as unstable condensate ( XIII) and water condensate (XIV) discharged from the installation.
При необходимости в линии газа первой (IV) и/или второй (VII) ступеней сепарации подают ингибитор гидратообразования (XII) - показано пунктиром, в этом случае отработанный раствор ингибитора гидратообразования (XIV) выводят с установки.If necessary, a hydrate formation inhibitor (XII) is supplied to the gas lines of the first (IV) and / or second (VII) stages of separation — indicated by a dotted line, in this case the spent solution of the hydration formation inhibitor (XIV) is removed from the unit.
Работоспособность предлагаемого способа иллюстрируется следующим примером. Компримированный и охлажденный в АВО сырой газ (компрессат) состава, % об.: азот 0,70; углекислый газ 1,13; метан 68,8; этан 12,86; пропан 8,43; изобутан 1,50; н-бутан 3,63; изопентан 0,5; н-пентан 1,0, гексан и высшие 1,45, в количестве 44,3 тыс. нм3/час при температуре 40°C и давлении 5,5 МПа сепарируют на первой ступени с получением 5,06 т/час конденсата и 42,0 тыс. нм3/час газа первой ступени сепарации, последний подают в нижнюю часть дефлегматора с двумя встроенными тепломасообменными секциями, в которые в качестве хладагента противотоком подают газ и дросселированный конденсат третьей ступени сепарации в качестве хладагентов. С верха дефлегматора выводят 39,3 тыс. нм3/час газа второй ступени сепарации с температурой 11,6°C и дросселируют его до 1,65 МПа с помощью дроссельного устройства, эжектирующего газ выветривания, и сепарируют полученную смесь с получением 1,44 т/час конденсата и 40,2 тыс. нм3/час газа третьей ступени сепарации с температурой -12,7°С, который после нагрева в дефлегматоре выводят с установки в качестве товарного газа. Смесь углеводородных конденсатов первой и второй ступени сепарации в количестве 10,8 т/час дросселируют до давления 1,65 МПа и совместно с конденсатом третьей ступени сепарации подвергают выветриванию в трехфазном сепараторе с получением 1,9 тыс. нм3/час газа выветривания и 10,2 т/час нестабильного конденсата. Выход товарного газа с температурой точки росы по углеводородам -12,7°С составил 90,8% об. Степень извлечения углеводородов C4+ составила 72,2% масс.The performance of the proposed method is illustrated by the following example. Compressed and cooled in the ABO raw gas (compress) composition,% vol .: nitrogen 0.70; carbon dioxide 1.13; methane 68.8; ethane 12.86; propane 8.43; isobutane 1.50; n-butane 3.63; isopentane 0.5; n-pentane 1.0, hexane and higher 1.45, in an amount of 44.3 thousand nm 3 / h at a temperature of 40 ° C and a pressure of 5.5 MPa are separated in the first stage to obtain 5.06 t / h of condensate and 42.0 thousand nm 3 / h of gas of the first separation stage, the latter is fed to the lower part of the reflux condenser with two integrated heat and gas exchange sections, into which gas and throttled condensate of the third separation stage are supplied as counter-flow refrigerants. From the top of the reflux condenser, 39.3 thousand nm 3 / h of gas of the second separation stage with a temperature of 11.6 ° C are withdrawn and throttled to 1.65 MPa using a throttle device that ejects the weathering gas, and the resulting mixture is separated to obtain 1.44 t / h of condensate and 40.2 thousand nm 3 / h of gas of the third separation stage with a temperature of -12.7 ° С, which, after heating in a reflux condenser, is removed from the installation as commercial gas. A mixture of hydrocarbon condensates of the first and second stage of separation in the amount of 10.8 t / h is throttled to a pressure of 1.65 MPa and, together with the condensate of the third stage of separation, is subjected to weathering in a three-phase separator to obtain 1.9 thousand nm 3 / hour of weathering gas and 10 2 t / h of unstable condensate. The yield of marketable gas with a hydrocarbon dew point temperature of -12.7 ° C was 90.8% vol. The degree of extraction of hydrocarbons C 4+ amounted to 72.2% of the mass.
В условиях прототипа температура точки росы по углеводородам составила -6,2°C. Степень извлечения углеводородов C4+ составила 66,6%.In the conditions of the prototype, the temperature of the dew point for hydrocarbons was -6.2 ° C. The C 4+ hydrocarbon recovery ratio was 66.6%.
Таким образом, приведенный пример свидетельствуют, что предлагаемый способ позволяет увеличить извлечение тяжелых компонентов и снизить температуру точки росы товарного газа.Thus, the above example indicates that the proposed method allows to increase the extraction of heavy components and reduce the dew point of the commercial gas.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014100275/05A RU2543867C1 (en) | 2014-01-09 | 2014-01-09 | Method of low temperature gas separation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014100275/05A RU2543867C1 (en) | 2014-01-09 | 2014-01-09 | Method of low temperature gas separation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2543867C1 true RU2543867C1 (en) | 2015-03-10 |
Family
ID=53290335
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014100275/05A RU2543867C1 (en) | 2014-01-09 | 2014-01-09 | Method of low temperature gas separation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2543867C1 (en) |
Cited By (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2608392C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-18 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of well product field deethanization |
| RU2609173C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid |
| RU2609170C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of pretreatment of production fluid |
| RU2617153C2 (en) * | 2015-05-05 | 2017-04-21 | Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" | Method of gas field processing |
| RU2622925C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-06-21 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of three-product preparation of sulfur dioxide gas |
| RU2624654C1 (en) * | 2016-10-21 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Device of intermediate gas separation (versions) |
| RU2624710C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Gas treatment plant |
| RU2624652C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Three-product gas treatment plant |
| RU2624656C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) |
| RU2625846C2 (en) * | 2015-10-21 | 2017-07-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid |
| RU2637517C1 (en) * | 2017-02-13 | 2017-12-05 | Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" | Method of complex preparation of gas |
| RU2668896C1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-10-04 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for the deethanization of natural gas (options) |
| RU2681897C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-03-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of low-temperature separation with ntsd dephlegmation for processing natural gas with extracting hydrocarbons c2+ (options) |
| RU2682595C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-03-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Low temperature reflux plant for converting natural gas with production of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2688151C1 (en) * | 2018-11-20 | 2019-05-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for low-temperature dephlegmation with separation ltds for preparing natural gas to produce liquefied natural gas and method of operation thereof (versions) |
| RU2688533C1 (en) * | 2018-12-29 | 2019-05-21 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method |
| RU2689737C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-05-28 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of ntdr for non-waste complex gas treatment |
| RU2694337C1 (en) * | 2018-07-02 | 2019-07-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Hydrocarbon extraction unit c2+ from natural gas (embodiments) |
| RU2694746C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for production of hydrocarbons c2+ from natural gas (versions) |
| RU2694731C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature fractionating absorption plant for processing natural gas with extraction of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2694735C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant of low-temperature separation with fractionating absorption ltsfa for processing of natural gas with extraction of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2696375C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-08-01 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for producing hydrocarbons c2+ from natural gas (versions) |
| RU2697330C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-08-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for producing hydrocarbons c2+ by processing natural gas (versions) |
| RU2697328C1 (en) * | 2018-07-02 | 2019-08-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for extraction of hydrocarbon c2+ from natural gas (versions) |
| RU2699912C1 (en) * | 2019-01-31 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for production of hydrocarbons c2+ from main gas (versions) |
| RU2699915C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for deethanization of the main gas (versions) |
| RU2699913C1 (en) * | 2019-02-01 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions) |
| RU2699910C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas with production of lng (versions) |
| CN114854463A (en) * | 2021-02-03 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Dehydration and dealkylation device |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU710589A1 (en) * | 1976-10-01 | 1980-01-25 | Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры | Gas low-temperature separation unit |
| EP0207256A1 (en) * | 1983-09-29 | 1987-01-07 | Rodney Thomas Heath | Methods and apparatus for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent |
| SU1666890A1 (en) * | 1989-08-29 | 1991-07-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for preparing oil gases for transportation |
| RU20469U1 (en) * | 2001-06-13 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | INSTALLATION OF LOW TEMPERATURE GAS SEPARATION |
-
2014
- 2014-01-09 RU RU2014100275/05A patent/RU2543867C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU710589A1 (en) * | 1976-10-01 | 1980-01-25 | Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры | Gas low-temperature separation unit |
| EP0207256A1 (en) * | 1983-09-29 | 1987-01-07 | Rodney Thomas Heath | Methods and apparatus for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent |
| SU1666890A1 (en) * | 1989-08-29 | 1991-07-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for preparing oil gases for transportation |
| RU20469U1 (en) * | 2001-06-13 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | INSTALLATION OF LOW TEMPERATURE GAS SEPARATION |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БЕКИРОВ Т.М. и др., Технология обработки газа и конденсата, Москва, ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с.289-290. * |
Cited By (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617153C2 (en) * | 2015-05-05 | 2017-04-21 | Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" | Method of gas field processing |
| RU2625846C2 (en) * | 2015-10-21 | 2017-07-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid |
| RU2609170C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of pretreatment of production fluid |
| RU2609173C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-30 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid |
| RU2608392C1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-01-18 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of well product field deethanization |
| RU2622925C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-06-21 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of three-product preparation of sulfur dioxide gas |
| RU2624710C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Gas treatment plant |
| RU2624652C1 (en) * | 2016-10-11 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Three-product gas treatment plant |
| RU2624654C1 (en) * | 2016-10-21 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Device of intermediate gas separation (versions) |
| RU2624656C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) |
| RU2637517C1 (en) * | 2017-02-13 | 2017-12-05 | Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" | Method of complex preparation of gas |
| RU2668896C1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-10-04 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for the deethanization of natural gas (options) |
| RU2694337C1 (en) * | 2018-07-02 | 2019-07-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Hydrocarbon extraction unit c2+ from natural gas (embodiments) |
| RU2697328C1 (en) * | 2018-07-02 | 2019-08-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for extraction of hydrocarbon c2+ from natural gas (versions) |
| RU2696375C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-08-01 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for producing hydrocarbons c2+ from natural gas (versions) |
| RU2694746C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for production of hydrocarbons c2+ from natural gas (versions) |
| RU2697330C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-08-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for producing hydrocarbons c2+ by processing natural gas (versions) |
| RU2682595C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-03-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Low temperature reflux plant for converting natural gas with production of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2694731C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature fractionating absorption plant for processing natural gas with extraction of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2694735C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant of low-temperature separation with fractionating absorption ltsfa for processing of natural gas with extraction of hydrocarbons c2+ (versions) |
| RU2681897C1 (en) * | 2018-08-30 | 2019-03-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of low-temperature separation with ntsd dephlegmation for processing natural gas with extracting hydrocarbons c2+ (options) |
| RU2688151C1 (en) * | 2018-11-20 | 2019-05-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for low-temperature dephlegmation with separation ltds for preparing natural gas to produce liquefied natural gas and method of operation thereof (versions) |
| RU2688533C1 (en) * | 2018-12-29 | 2019-05-21 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method |
| RU2689737C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-05-28 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of ntdr for non-waste complex gas treatment |
| RU2699915C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for deethanization of the main gas (versions) |
| RU2699910C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas with production of lng (versions) |
| RU2699912C1 (en) * | 2019-01-31 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for production of hydrocarbons c2+ from main gas (versions) |
| RU2699913C1 (en) * | 2019-02-01 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions) |
| CN114854463A (en) * | 2021-02-03 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Dehydration and dealkylation device |
| CN114854463B (en) * | 2021-02-03 | 2023-05-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Dehydration and hydrocarbon removal device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2543867C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
| RU2544648C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
| US11168262B2 (en) | Integrated gas oil separation plant for crude oil and natural gas processing | |
| US4453956A (en) | Recovering condensables from natural gas | |
| US9605896B2 (en) | Process for treating a natural gas containing carbon dioxide | |
| US11125495B2 (en) | Carbon dioxide recycle stream processing in an enhanced oil recovery process | |
| CN108641769B (en) | Recovery method of oilfield associated gas | |
| RU2576300C1 (en) | Device for low-temperature gas separation and method thereof | |
| RU2576297C1 (en) | Method for low-temperature gas separation | |
| RU2497929C1 (en) | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation | |
| CN103351896A (en) | Method and device for removing water and heavy hydrocarbons from shale gas | |
| RU2608392C1 (en) | Method of well product field deethanization | |
| RU2585333C1 (en) | Method for preparation of associated petroleum gas | |
| RU2598882C2 (en) | Method of low-temperature gas separation | |
| CN211946916U (en) | Oil field associated gas light hydrocarbon recovery system | |
| US2601009A (en) | Method of low-temperature separation of gases into constituents | |
| RU2617153C2 (en) | Method of gas field processing | |
| US3354663A (en) | Hydrate removal from wet natural gas | |
| Gad et al. | The economic comparison between dry natural gas and nitrogen gas for stripping water vapor from glycol in the gas dehydration process | |
| RU2582715C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas | |
| RU2750013C1 (en) | Method for injecting gas into reservoir (options) | |
| RU2382302C1 (en) | Method for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| RU2609173C1 (en) | Method of non-waste pretreatment of production fluid | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160930 |