RU2547855C2 - Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end - Google Patents

Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end Download PDF

Info

Publication number
RU2547855C2
RU2547855C2 RU2012110291/03A RU2012110291A RU2547855C2 RU 2547855 C2 RU2547855 C2 RU 2547855C2 RU 2012110291/03 A RU2012110291/03 A RU 2012110291/03A RU 2012110291 A RU2012110291 A RU 2012110291A RU 2547855 C2 RU2547855 C2 RU 2547855C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
regional
processing
condensate
Prior art date
Application number
RU2012110291/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012110291A (en
Inventor
Анатолий Васильевич Ильюша
Валентин Яковлевич Афанасьев
Екатерина Григорьевна Кавченко
Вадим Николаевич Удут
Дмитрий Юрьевич Яшин
Вячеслав Петрович Зайцев
Владимир Иванович Маврицкий
Владимир Павлович Соколянский
Сергей Константинович Постоев
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ)
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ)
Priority to RU2012110291/03A priority Critical patent/RU2547855C2/en
Publication of RU2012110291A publication Critical patent/RU2012110291A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2547855C2 publication Critical patent/RU2547855C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: set of invention can be used, primarily, at development of remote oil deposits under extreme climatic conditions. Proposed process comprises recovery of associated oil has (AOG) at locations of oil separation via multistage low-temperature separation of AOG to stripped gas (SG) and dry gas condensate of AOG. This process involves separate delivery of DSG and AOG gas condensate via pipeline to the points of their accumulation, treatment and application. Note here that they are delivered via pipes to mid stations of their accumulation, treatment and partial application. These stations are located at distances not exceeding several tens of kilometres from oil fields. SG is liquefied at mid stations to produce liquefied natural gas for supply to local consumers. AOG gas condensate is subjected to deeper drying and cleaning of sulphur and other harmful impurities. LNG and dry AOG gas condensate produced at mid stations are accumulated in separate storage tanks. These products are carried by, mainly, regional line aircraft fuel carriers to regional refineries. Said refineries produce automotive propane-butane fuel and aircraft condensed fuel for local consumers as well as stock for consumers of petrochemical products as wide fraction of light hydrocarbons. The latter are delivered to other regions by, for example, medium-range tanker aircraft.
EFFECT: higher efficiency owing to almost full recovery and application of associate oil gas.
2 cl, 3 dwg

Description

Предлагаемые изобретения относится к топливно-энергетическому комплексу и могут быть использованы при отработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.The proposed invention relates to a fuel and energy complex and can be used in the development of oil and oil and gas fields.

Известны способы разработки и комплексы оборудования для отработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, включающие бурение на месторождении нефтяных или газовых скважин, отбор нефти или газа из месторождения, сбор нефти или газа из скважин с помощью газопромыслового оборудования, очистку, обезвоживание и осушку нефти или газа, а также сбор и доставку нефти или газа по магистральным нефте- и газопроводам высокого давления удаленным центрам и регионам потребления [1, 2]. Эти способы и технологии, базирующиеся на трубопроводных системах транспортирования продуктов добычи, являются весьма капиталоемкими и эффективны только при разработке крупных высокопродуктивных месторождений углеводородного сырья, находящихся в относительно доступных регионах на суше или в прибрежных шельфовых зонах, а также при наличии близко расположенных от месторождений и магистральных трубопроводных транспортных систем и коридоров, емких рынков сбыта и конечных потребителей.Known methods of development and complexes of equipment for the development of oil and gas fields, including drilling at a field of oil or gas wells, the selection of oil or gas from a field, the collection of oil or gas from wells using gas production equipment, cleaning, dehydration and drying of oil or gas, and as well as the collection and delivery of oil or gas through oil and gas pipelines of high pressure to remote centers and regions of consumption [1, 2]. These methods and technologies, based on pipeline systems for transporting production products, are very capital-intensive and effective only when developing large, highly productive hydrocarbon deposits located in relatively accessible regions on land or in coastal shelf zones, as well as in the presence of wells located close to fields and main pipeline transport systems and corridors, large sales markets and end users.

Известны способы и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений с использованием процессов ожижения природного газа метана, доставки газа к регионам и центрам его потребления в сжиженном виде, т.е. путем преобразования исходного топлива (энергоносителя) в своеобразный промежуточный продукт в виде криогенной жидкости с последующей регазификацией этого промежуточного продукта - сжиженного природного газа, осуществляемой после доставки его к местам потребления газа [3, 4]. Однако и эти известные технологии, объединяемые таким общим понятием, как технологии СПГ, являются дорогостоящими и эффективны только при освоении и эксплуатации крупных газовых месторождений и требуют наличия очень сложной и дорогостоящей инфраструктуры по сжижению, транспортировке, перевалке и хранению сжиженного природного газа, а также для его регизификации.Known methods and complexes of equipment for developing gas fields using the processes of liquefying natural gas methane, delivering gas to regions and centers of its consumption in a liquefied form, i.e. by converting the initial fuel (energy carrier) into a kind of intermediate product in the form of a cryogenic liquid, followed by regasification of this intermediate product - liquefied natural gas, carried out after delivery to gas consumption points [3, 4]. However, these well-known technologies, united by such a common concept as LNG technologies, are expensive and effective only in the development and operation of large gas fields and require a very complex and expensive infrastructure for the liquefaction, transportation, transshipment and storage of liquefied natural gas, as well as its regification.

Известен способ транспортирования или хранения гидратов газов путем помещения газового гидрата в подходящее транспортное средство или в контейнер при транспортировании или хранении газогидрата в адиабатических условиях, получаемых путем его изоляции или охлаждения [5]. Однако известный способ не увязан с другими звеньями технологической цепи добычи, переработки и использования природного газа и не обеспечивает сам по себе реализацию потенциальных возможностей повышения эффективности газового бизнеса в рыночных условиях.A known method of transporting or storing gas hydrates by placing gas hydrate in a suitable vehicle or container during transportation or storage of gas hydrate under adiabatic conditions obtained by isolating or cooling it [5]. However, the known method is not linked to other parts of the technological chain of production, processing and use of natural gas and does not by itself realize the potential for increasing the efficiency of the gas business in market conditions.

Известен способ добычи и транспортировки природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений, включающий добычу газа скважинами, его переработку в гидратное состояние и транспортировку на передвижном средстве [6]. Однако дискретный - циклический характер производственного процесса по добыче и транспортировке газа, заложенный в самой идее этого известного способа, предполагающей поочередное осуществление стадий добычи и транспортировки газа, не обеспечивает высокой производительности работ и снижает эффективность использования дорогостоящего оборудования.A known method of production and transportation of natural gas from gas and gas hydrate offshore fields, including the extraction of gas by wells, its processing in a hydrated state and transportation in a mobile vehicle [6]. However, the discrete - cyclical nature of the production process for the extraction and transportation of gas, embodied in the very idea of this known method, involving the alternate stages of production and transportation of gas, does not provide high productivity and reduces the efficiency of using expensive equipment.

Известны способ и комплексы оборудования для подготовки нефтяного газа к транспорту, включающие ступенчатое компримирование, охлаждение и сепарацию (разделение) газа на газовую составляющую и газовый конденсат для их последующей транспортировки трубопроводным транспортом.The known method and equipment for the preparation of oil gas for transport, including stepwise compression, cooling and separation (separation) of gas into a gas component and gas condensate for their subsequent transportation by pipeline.

Известно авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), состоящее из углеводородных газов, главным образом из пропанобутановых компонентов [11], являющихся и основными составляющими в составе попутных нефтяных газов. Известен также двухтопливный вертолет, который может работать на авиационном керосине и на более дешевом и экологически чистом газовом топливе виде топлива АСКТ [11]. Однако сегодня топливо АСКТ не производится потому, что нет в серийном производстве и эксплуатации воздушных судов, работающих на газовом топливе, а двухтопливных вертолетов серийно не производят, в частности, потому, что нет производства топлива АСКТ, для выработки которого почти идеальным исходным сырьем является попутный нефтяной газ, большие количества которого, во всяком случае в России, попросту сжигаются на факельных установках в местах сепарации нефти из-за отсутствия экономически выгодных и эффективных способов и оборудования для утилизации, сбора, переработки и использования ПНГ в сложных условиях отработки и эксплуатации нефтяных месторождений северных нефтегазовых провинций.It is known aviation condensed fuel (ASKT), consisting of hydrocarbon gases, mainly from propane-butane components [11], which are the main components in the composition of associated petroleum gases. A dual-fuel helicopter is also known, which can operate on aviation kerosene and cheaper and more environmentally friendly gas fuel as ACCT fuel [11]. Today, however, ASKT fuel is not produced because there is no serial production and operation of gas-powered aircraft, and dual-fuel helicopters are not mass-produced, in particular, because there is no production of ASKT fuel, for the production of which the associated feedstock is almost ideal petroleum gas, large quantities of which, in any case in Russia, are simply burned in flare plants at oil separation sites due to the lack of cost-effective and efficient methods and equipment for utilization, collection, processing and use of APG in difficult conditions for the development and exploitation of oil fields in the northern oil and gas provinces.

Наиболее близкими к предлагаемым изобретениям являются способ и комплекс оборудования (установка) для подготовки углеводородного газа к транспорту путем его разделения за счет двухступенчатой схемы компримирования, охлаждения и сепарации для разделения смеси углеводородных газов на осушенную газообразную составляющую и «сухой» газовый конденсат для их транспортировки трубопроводным транспортом на установки последующей переработки с получением товарных продуктов - патент РФ №229793 [13] (прототип). Однако, известный способ и установка базируются исключительно на трубопроводном транспорте осушенного газа и газового конденсата углеводородных газов, требующего высоких первоначальных капитальных затрат, не увязаны в единую систему утилизации, сбора, переработки и использования углеводородного газа, что не обеспечивает возможности решения ими такой острой проблемы, как утилизация и использование попутного нефтяного газа (ПНГ), в особенности в сложных климатических и отдаленных условиях отработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.Closest to the proposed inventions are a method and a set of equipment (installation) for preparing hydrocarbon gas for transport by separating it through a two-stage compression, cooling and separation scheme for separating a mixture of hydrocarbon gases into a dried gaseous component and “dry” gas condensate for pipeline transportation transport to plants for further processing to obtain marketable products - RF patent No. 229793 [13] (prototype). However, the known method and installation are based solely on pipelines transporting dried gas and gas condensate of hydrocarbon gases, requiring high initial capital costs, are not linked into a single system of utilization, collection, processing and use of hydrocarbon gas, which does not provide the opportunity to solve such an acute problem, as utilization and use of associated petroleum gas (APG), especially in difficult climatic and remote conditions for the development and exploitation of oil and gas fields REPRESENTATIONS.

Целью предлагаемых изобретений является обеспечение экономически выгодной утилизации, сбора, переработки и использования ПНГ при отработке нефтегазовых месторождений в отдаленных северных регионах с неразвитой и дорогостоящей транспортной инфраструктурой при сохранении баланса интересов хозяйствующих субъектов на региональном и межрегиональном уровне.The aim of the proposed inventions is to provide economically viable utilization, collection, processing and use of associated gas during the development of oil and gas fields in remote northern regions with undeveloped and expensive transport infrastructure while maintaining a balance of interests of economic entities at the regional and interregional level.

Техническим результатом предлагаемых изобретений является снижение первоначальных капитальных и эксплуатационных затрат на освоение и отработку нефтяных месторождений, а также обеспечение производства и эффективного использования более дешевых и экологически чистых сконденсированных газомоторных топлив в экономике северных регионов путем утилизации и переработки попутного нефтяного газа на нефтегазовых промыслах.The technical result of the proposed inventions is to reduce the initial capital and operating costs for the development and development of oil fields, as well as ensuring the production and efficient use of cheaper and environmentally friendly condensed gas motor fuels in the economy of the northern regions through the utilization and processing of associated petroleum gas in oil and gas fields.

Поставленная цель достигается тем, что в способе утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа, включающем его утилизацию в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат, раздельную доставку отбензиненного газа и газового конденсата трубопроводным транспортом к пунктам их аккумулирования, переработки и использования, доставку отбензиненного сухого газа и газового конденсата осуществляют к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и частичного использования, которые размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов, в промежуточных пунктах производят ожижение отбензиненного сухого газа и выработку из него сжиженного природного газа метана для поставки местным потребителям, а газовый конденсат подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей, получаемые на промежуточных пунктах сжиженный природный газ и сухой газовый конденсат аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах, откуда их автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров доставляют на региональный газоперерабатывающий завод, где из газового конденсата попутного нефтяного газа вырабатывают автомобильное или авиационное пропанобутановое сконденсированное топливо - АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов или самолетов-танкеров.This goal is achieved by the fact that in the method of utilization, collection, processing and use of associated petroleum gas, including its utilization in oil separation sites by multi-stage low-temperature separation with separation into dry stripped gas - methane and dry gas condensate, separate delivery of stripped gas and gas condensate by pipeline to the points of their accumulation, processing and use, delivery of stripped dry gas and gas condensate is carried out to the intermediate The points of their accumulation, processing and partial use, which are located at distances not exceeding several tens of kilometers from the oil fields, liquefy stripped dry gas and produce liquefied natural gas methane from it at intermediate points for delivery to local consumers, and the gas condensate is subjected to deeper drying and purification from sulfur and other harmful impurities, liquefied natural gas and dry gas condensate obtained at intermediate points are accumulated in separate storage tanks, from where they are transported by autonomous means of transport, mainly by regional aviation, using tank containers or tanker aircraft to a regional gas processing plant, where automobile or aviation propane-butane condensed fuel is produced from gas condensate from associated petroleum gas - ASKT for regional consumers level, as well as raw materials for petrochemical consumers of other regions in the form of a wide fraction of light hydrocarbons, which they are delivered to other regions by means of interregional transport, for example, in the form of medium-range container carrier aircraft or tanker aircraft.

Поставленная цель достигается также тем, что система, реализующая предлагаемый способ и включающая нефтедобывающие промыслы с сетью добычных скважин, соединенных сборными трубопроводными коллекторами с пунктами сбора и промысловой подготовки нефти, технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти, малогабаритные блочно-модульные газоперерабатывающие установки для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения его на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат других углеводородных газов, входящих в состав попутного нефтяного газа, а также газоперерабатывающий завод для производства из попутного нефтяного газа высоколиквидных продуктов в виде автомобильного или авиационного сконденсированного пропанобутанового топлива, а также широкой фракции легких углеводородов для нефтехимии, дополнительно снабжена по меньшей мере одним нефтепромысловым промежуточным пунктом аккумулирования, временного хранения и переработки сухого отбензиненного газа в сжиженный природный газ метан и предварительной очистки и переработки сухого газового конденсата в широкую фракцию легких углеводородов, имеющим выходные резервуарный парк с наливным терминалом сжиженного газа метана и резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата, причем региональный газоперерабатывающий завод связан промежуточными пунктами по меньшей мере одной региональной транспортной сетью сжиженного метана и хотя бы одной региональной транспортной сетью газового конденсата для их доставки автономными транспортными средствами, например, в виде вертолетов или самолетов-танкеров, или средствами бескомпрессорного транспорта, например, в виде трубопроводно-контейнерных систем пневмотранспорта, причем выходной резервуарный парк регионального газоперерабатывающего завода имеет также выходные каналы для отгрузки сжиженного метана и широкой фракции легких углеводородов при межрегиональных поставках этих продуктов.This goal is also achieved by the fact that the system that implements the proposed method and includes oil production fields with a network of production wells connected by prefabricated pipeline collectors to oil collection and field treatment facilities, processing equipment for oil refining and separation, small-sized modular gas processing units for the preparation of associated gas to pipeline transport by separating it into dry stripped gas - methane and dry gas condensate of other coal of associated gases included in the composition of associated petroleum gas, as well as a gas processing plant for the production of highly liquid products from associated petroleum gas in the form of automobile or aviation condensed propane-butane fuel, as well as a wide fraction of light hydrocarbons for petrochemicals, is additionally equipped with at least one oil field intermediate storage point , temporary storage and processing of dry stripped gas into liquefied natural gas methane and pre-treatment and processing dry gas condensate into a wide fraction of light hydrocarbons having an outlet tank farm with a liquid methane liquefied gas terminal and a tank farm for accumulating and temporarily storing gas condensate, the regional gas processing plant being connected by intermediate points to at least one regional liquefied methane transport network, and although one regional gas condensate transport network for their delivery by autonomous vehicles, for example, in the form ertoletov or aircraft-tankers beskompressornogo or means of transport, such as a pipeline and container pneumatic transport systems, with an output tank farm regional gas processing plant also has output channels for a shipment of LNG and natural gas liquids at inter supplies these products.

Предлагаемые способ и система утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа поясняются иллюстрациями, представленными на фиг. 1-3.The proposed method and system for utilization, collection, processing and use of associated petroleum gas is illustrated by the illustrations presented in FIG. 1-3.

На фиг. 1 показаны: 1 - нефтедобывающий промысел с сетью добычных скважин, соединенных сборным трубопроводным коллектором с пунктами промысловой подготовки и сепарации-разгазирования нефти 2 той или иной ступени сепарации (ДНС или ЦПС нефтепромыслов); 3 - основное технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти; 4 - малогабаритная блочномодульная газоперерабатывающая установка (МБГУ) для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав ПНГ; 5 - региональный (нефтепромысловый) промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата; 6 - установка сероочистки и деэтанизации сухого отбензиненного газа (СОГ); 7 - установка глубокой очистки и подготовки метана к сжижению; 8 - установка ожижения метана и получения (выработки) сжиженного природного газа (СПГ); 9 - резервуарный парк аккумулирования и промежуточного хранения СПГ с выходным (наливным) терминалом для отгрузки СПГ; 10 - установка деметанизации газового конденсата ПНГ; 11 - установка очистки от серы газового конденсата; 12 - установка глубокой очистки и осушки газового конденсат ПНГ; 13 - резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 15 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 16 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод; 17 - приемный терминал для аккумулирования и временного хранения СПГ; 18 - приемный терминал для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ; 19 - основное технологическое оборудование регионального газоперерабатывающего завода для производства автомобильных пропанобутановых топлив и авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), а также широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) как исходного сырья для последующей глубокой нефтегазохимической переработки; 20 - резервуарный парк выходной продукции ГПЗ с отгрузочными терминалами; 21 - система (сеть) межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки; Г - трубопровод (газопровод) сухого отбензиненного газа (СОГ); П - трубопровод (продуктопровод) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ.In FIG. 1 shows: 1 - oil production field with a network of production wells connected by a prefabricated pipeline collector with field preparation and separation-degassing stations for oil of one or another separation stage (oil pumping station or oil production center); 3 - the main technological equipment for oil refining and separation; 4 - small-sized block-modular gas processing unit (MBGU) for the preparation of associated petroleum gas for pipeline transport by separating APG into dry stripped gas (SOG) and dry gas condensate of hydrocarbon gases included in the APG; 5 - regional (oilfield) intermediate point for accumulation, temporary storage, preliminary treatment and processing of SOG and dry (dried) gas condensate; 6 - installation of desulfurization and deethanization of dry stripped gas (SOG); 7 - installation of deep purification and preparation of methane for liquefaction; 8 - installation of methane liquefaction and production (production) of liquefied natural gas (LNG); 9 - LNG storage and intermediate storage tank farm with an outlet (bulk) terminal for LNG shipment; 10 - APG gas condensate demethanization unit; 11 - installation of sulfur removal of gas condensate; 12 - installation of deep cleaning and drying gas condensate associated gas; 13 - tank farm for the storage and temporary storage of associated gas condensate; 14 - regional gas processing plant (complex) - GPP for the production of products with higher added value in the form of motor fuels and / or a wide fraction of hydrocarbons (BFLH) for subsequent deep gas chemical processing; 15 - regional transport network (subsystem) for delivering LNG to a gas processing plant; 16 - regional transport network (subsystem) for the delivery of APG gas condensate to a gas processing plant; 17 - receiving terminal for the accumulation and temporary storage of LNG; 18 - receiving terminal for the storage and temporary storage of associated gas condensate; 19 - the main technological equipment of a regional gas processing plant for the production of automobile propane-butane fuels and aviation condensed fuel (ASKT), as well as a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) as a feedstock for subsequent deep petrochemical processing; 20 - a tank farm of GPP output products with shipping terminals; 21 - a system (network) of inter-regional (long-distance) transport and delivery of products for utilization and processing of associated petroleum gas to remote places of their consumption and further processing; G - pipeline (gas pipeline) dry stripped gas (SOG); P - pipeline (product pipeline) of dry (dried) gas condensate APG.

На фиг. 2 изображены: 11 …1k - нефтедобывающие скважины месторождений со сборными коллекторами (трубопроводными шлейфами); 21-1 …21-k - пункты сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту на нефтепромыслах (ДНС и/или ЦПС нефтепромыслов); Г1-Гk - трубопроводы (газопроводы) сухого отбензиненного газа (СОГ); П1-Пk - трубопроводы (продуктопроводы) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ; 5 - региональный (нефтепромысловый) промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 15 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 16 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод и 21 - система межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.In FIG. 2 depicts: 1 1 ... 1 k - oil producing wells of fields with prefabricated reservoirs (pipeline loops); 2 1-1 ... 2 1-k - points of oil separation and APG preparation for transport at the oil fields (BPS and / or oil and gas production center); T 1 -T k - piping (pipelines) dry gas (SOG); P 1 -P k - pipelines (product pipelines) of dry (dried) gas condensate APG; 5 - regional (oilfield) intermediate point for accumulation, temporary storage, preliminary treatment and processing of SOG and dry (dried) gas condensate; 14 - regional gas processing plant (complex) - GPP for the production of products with higher added value in the form of motor fuels and / or a wide fraction of hydrocarbons (BFLH) for subsequent deep gas chemical processing; 15 - regional transport network (subsystem) for delivering LNG to a gas processing plant; 16 - a regional transport network (subsystem) for delivering APG gas condensate to a gas processing plant; and 21 - a system of inter-regional (long-distance) transport and delivery of products for utilization and processing of associated petroleum gas to remote places of their consumption and further processing.

На фиг. 3 показаны: 11 …1m - нефтедобывающие скважины нефтегазовых месторождений со сборными коллекторами (трубопроводными шлейфами); 211 …2nm - пункты очистки и сепарации нефти (ДНС и(или) ЦПС месторождений и нефтепромыслов); Г11 …Гnm - трубопроводы (газопроводы) сухого отбензиненного газа (СОГ); П11-Пnm - трубопроводы (продуктопроводы) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ; 51 …5m - региональные (промысловые) промежуточные пункты аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата; 151 …l5n - региональные транспортные сети (подсистемы) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 161 …16n - региональные транспортные сети (подсистемы) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 21 - система межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.In FIG. 3 shows: 1 1 ... 1 m - oil producing wells of oil and gas fields with prefabricated reservoirs (pipeline loops); 2 11 ... 2 nm - oil refining and separation points (BPS and (or) DPS of fields and oil fields); G 11 ... G nm - pipelines (gas pipelines) of dry stripped gas (SOG); P 11 -P nm - pipelines (product pipelines) of dry (dried) gas condensate of associated gas; 5 1 ... 5 m - regional (field) intermediate points of accumulation, temporary storage, preliminary treatment and processing of SOG and dry gas condensate; 15 1 ... l5 n - regional transport networks (subsystems) for LNG delivery to a gas processing plant; 16 1 ... 16 n - regional transport networks (subsystems) for delivering APG gas condensate to a gas processing plant; 14 - regional gas processing plant (complex) for the production of products with higher added value in the form of motor fuels and / or a wide fraction of hydrocarbons (BFLH) for subsequent deep gas chemical processing; 21 - a system of inter-regional (long-distance) transport and delivery of products for the utilization and processing of associated petroleum gas to remote places of their consumption and further processing.

Система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа выполнена следующим образом (фиг. 1). Добычные скважины нефтяного промысла 1, как и обычно, соединены сборным трубопроводным коллектором с пунктом подготовки нефти к транспорту 2 (дожимная насосная станция - ДНС или централизованный пункт сбора и подготовки нефти - ЦПС) 2, на котором установлено основное технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти 3, а также малогабаритная блочно-модульная газоперерабатывающая установка (МБГУ) 4 для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой (осушенный) газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав ПНГ. На относительно небольшом удалении от пунктов сепарации нефти и подготовки к транспорту ПНГ 2, выбираемом исходя из соображений минимальной стоимости доставки, возможности обслуживания соседних нефтепромыслов, удобства расположения, эксплуатации и т.д., обустраивают региональные (промысловые) промежуточные пункты аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата 5, которые соединяют с пунктами очистки нефти и утилизации ПНГ 2 раздельными (параллельными) трубопроводами Г и П - газопроводом для СОГ и продуктопроводом для осушенного конденсата ПНГ соответственно. Газопровод для СОГ имеет отвод газа для собственных нужд пункта 2. Промежуточный пункт 5 снабжают установкой сероочистки и деэтанизации сухого отбензиненного газа (СОГ) 6, к выходу которой подключают установку глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7 с установкой 8 ожижения метана и получения (выработки) сжиженного природного газа (СПГ), соединяемой по выходу с резервуарным парком аккумулирования и промежуточного хранения СПГ с выходным (наливным) терминалом для отгрузки СПГ. Промежуточный пункт 5 снабжают также установкой деметанизации газового конденсата ПНГ 10, установками 11 и 12 для очистки от серы и глубокой осушки газового конденсата ПНГ, соединенными последовательно. После выхода установки 12 размещают также резервуарный парк 13 для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ. При этом дополнительные выходы установок 6 и 10 по конденсату и газу соответственно подключают к дополнительным входам установок 7 и 11 также соответственно по газу и конденсату. Резервуарные парки для СПГ 9 и газового конденсата 13 промежуточного пункта 5 оснащены выходными наливными устройствами для дальнейшей транспортировки этих продуктов, причем резервуарный парк для СПГ 9 имеет дополнительный выход для поставки СПГ местным потребителям, находящимся в районе или вблизи места расположения промежуточного пункта 5.The system for utilization, collection and use of associated petroleum gas is as follows (Fig. 1). Production wells of the oil field 1, as usual, are connected by a prefabricated pipeline collector to an oil preparation point for transport 2 (a booster pump station - BPS or a centralized oil collection and preparation point - DSP) 2, on which the main technological equipment for oil refining and separation is installed 3, as well as a small-sized modular gas processing unit (MBGU) 4 for the preparation of associated petroleum gas for pipeline transport by separating APG into dry stripped gas (SOG) and dry (wasp enny) gas condensate hydrocarbon gases included in the APG. At a relatively small distance from the oil separation points and preparation for APG transport 2, selected on the basis of considerations of the minimum cost of delivery, the possibility of servicing neighboring oil fields, the convenience of location, operation, etc., regional (field) intermediate storage, temporary storage points are set up, preliminary cleaning and processing of SOG and dry gas condensate 5, which are connected to the points of oil refining and utilization of APG 2 by separate (parallel) pipelines G and P - g zoprovodom to SOG and production pipe for draining condensate APG respectively. The gas pipeline for SOG has a gas outlet for the auxiliary needs of paragraph 2. Intermediate paragraph 5 is equipped with a desulphurization and deethanization unit of dry stripped gas (SOG) 6, to the outlet of which a deep purification and methane preparation unit for liquefaction 7 with a methane liquefaction unit 8 and production (generation ) liquefied natural gas (LNG), connected at the outlet to the reservoir park for LNG storage and intermediate storage with an outlet (bulk) terminal for LNG shipment. Intermediate point 5 is also equipped with an APG gas condensate demethanization unit 10, plants 11 and 12 for sulfur removal and deep drying of the APG gas condensate, connected in series. After the installation 12 is installed, a tank farm 13 is also placed for the accumulation and temporary storage of APG gas condensate. In this case, the additional outputs of the units 6 and 10 for condensate and gas, respectively, are connected to the additional inputs of the units 7 and 11, respectively, for gas and condensate. Tank parks for LNG 9 and gas condensate 13 of intermediate point 5 are equipped with outlet filling devices for further transportation of these products, and the tank park for LNG 9 has an additional outlet for supplying LNG to local consumers located in or near the location of intermediate point 5.

Предлагаемая система включает также региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ 14 для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки этого ценного для нефтегазохимической отрасли сырья. Газоперерабатывающий комплекс 14 размещен максимально приближенным к местным и региональным потребителям, а также с учетом возможности и целесообразности обслуживания других нефтегазовых месторождений данного региона или нефтегазовой провинции. Промежуточный пункт 5 соединяют (связывают) с ГПЗ 14 региональными транспортными сетями (каналами или подсистемами) 15 и 16 для доставки на газоперерабатывающий завод СПГ и конденсата ПНГ соответственно. На ГПЗ 14 обустроены приемный терминал для аккумулирования и временного хранения СПГ 17, а также приемный терминал для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ 18. Выходы этих терминалов соединены с основным технологическим оборудованием 19 регионального газоперерабатывающего завода 14 для производства автомобильных пропанобутановых топлив и авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), а также широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), как исходного сырья для последующей глубокой нефтегазохимической переработки. Региональный ГПЗ 14 имеет также резервуарный парк выходной продукции 20 с отгрузочными терминалами продукции для регионального потребления и включает те или иные средства системы 21 межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.The proposed system also includes a regional gas processing plant (complex) - GPZ 14 for the production of products with higher added value in the form of motor fuels and / or a wide fraction of hydrocarbons (BFLH) for subsequent deep gas-chemical processing of this valuable raw material for the petrochemical industry. The gas processing complex 14 is located as close as possible to local and regional consumers, as well as taking into account the possibility and feasibility of servicing other oil and gas fields in the region or oil and gas province. Intermediate point 5 is connected (connected) with the GPP by 14 regional transport networks (channels or subsystems) 15 and 16 for delivery to the gas processing plant of LNG and APG condensate, respectively. At GPZ 14, there is a receiving terminal for accumulating and temporarily storing LNG 17, as well as a receiving terminal for storing and temporarily storing APG gas condensate 18. The outputs of these terminals are connected to the main technological equipment 19 of the regional gas processing plant 14 for the production of automobile propane-butane fuels and aviation condensed fuel (ASKT), as well as a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), as a feedstock for subsequent deep petrochemical processing and. The regional gas processing plant 14 also has a tank farm of output products 20 with shipping terminals for regional consumption products and includes various means of the system 21 of interregional (long-distance) transport and delivery of products for the utilization and processing of associated petroleum gas to remote places of their consumption and further processing.

Для утилизации и сбора ПНГ в рамках рассматриваемого региона или провинции при одновременной отработке многих нефтяных месторождений предлагаемая система выполняется по иерархическому принципу, как это представлено на фиг. 2, 3. Вся совокупность работающих на месторождении или в регионе нефтепромыслов 1 (соответственно фигурам 2 и 3), а соответственно и пунктов сепарации нефти - «добычи» ПНГ 2, по тому или иному принципу (например, по принципу принадлежности прав на добычу полезных ископаемых, расположению в регионе и т.п.) делится на несколько групп, каждая из которых включает k (k=1, 2, …) то или иное количество нефтепромыслов. Для каждой группы нефтепромыслов выбирается наиболее подходящее местоположение и обустраивается региональный (межпромысловый) промежуточный пункт 5j (j=1, 2, …, n) аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата с требуемой по ПНГ производственной мощностью. Число n таких промежуточных пунктов, их взаимное расположение и их производственные мощности выбираются исходя из особенностей разрабатываемого нефтяного месторождения и (или) нефтегазового региона или провинции. Все нефтяные промыслы группы соединяются со своими промежуточными пунктами 5j с помощью газопроводов и продуктопроводов Г1 …Гk и П1 …Пk (фиг. 2) и Г11 …Гnk и Пn1 …Пnm (фиг. 3) соответственно для сухого газа и газового конденсата, а также соответственно случаям отработки месторождения группой из нескольких нефтепромыслов (фиг. 2) и отработки месторождений нефти региона или провинции группами нефтепромыслов (фиг. 3). При этом каждый промежуточный пункт 5j соединен с региональным газоперерабатывающим комплексом (заводом) 14 своей региональной транспортной сетью (каналом или подсистемой) 15j и 16j для доставки на газоперерабатывающий завод СПГ и конденсата ПНГ соответственно. Для этого приемные терминалы 17 и 18 регионального ГПЗ 14 выполняются многоканальными, а производственная мощность основного технологического оборудования 19, резервуарного парка 20 и средств 21 системы межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа выбираются исходя из объемов добычи нефти и попутного нефтяного газа всеми нефтепромыслами, подключенными к системе в целом.For utilization and collection of associated gas within the region or province under consideration, while many oil fields are being developed, the proposed system is implemented according to the hierarchical principle, as shown in FIG. 2, 3. The whole set of oil fields 1 operating in the field or in the region (respectively, to figures 2 and 3), and, respectively, of oil separation points - “production” of APG 2, according to one or another principle (for example, on the basis of the ownership of useful mining rights minerals, location in the region, etc.) is divided into several groups, each of which includes k (k = 1, 2, ...) a certain number of oil fields. For each group of oil fields, the most suitable location is selected and a regional (inter-field) intermediate point 5 j (j = 1, 2, ..., n) for accumulation, temporary storage, preliminary treatment and processing of SOG and dry gas condensate with the required production capacity for APG is set up. The number n of such intermediate points, their relative locations and their production capacities are selected based on the characteristics of the developed oil field and (or) the oil and gas region or province. All the oil fields of the group are connected to their intermediate points 5 j using gas pipelines and product pipelines G 1 ... G k and P 1 ... P k (Fig. 2) and G 11 ... G nk and P n1 ... P nm (Fig. 3), respectively for dry gas and gas condensate, as well as, respectively, cases of field development by a group of several oil fields (Fig. 2) and development of oil fields of a region or province by oil field groups (Fig. 3). Moreover, each intermediate point 5 j is connected to the regional gas processing complex (plant) 14 by its regional transport network (channel or subsystem) 15 j and 16 j for delivery to the gas processing plant of LNG and associated gas condensate, respectively. For this, the receiving terminals 17 and 18 of the regional gas processing plant 14 are multichannel, and the production capacity of the main technological equipment 19, tank farm 20 and facilities 21 of the inter-regional (long-distance) transport and delivery of products for utilization and processing of associated petroleum gas are selected based on the volumes of oil production and associated oil gas by all oil fields connected to the system as a whole.

Каждая региональная транспортная сеть 15 и 16, связывающая промежуточный пункт 5 и газоперерабатывающий завод 14, реализуется (выполняется) в виде существующей в регионе транспортно-доставочной инфраструктуры автомобильным, воздушным или водным транспортом с использованием соответствующих цистерн-контейнеров для перевозок и хранения СПГ и газового конденсата, специальных трубопроводно-контейнерных систем пневмотранспорта (при больших значениях грузопотоков), а также универсальных грузовых самолетов-контейнеровозов, самолетов-танкеров региональной авиации, включая такие нетрадиционные транспортные средства, как суда на воздушной подушке, вертолеты, конвертопланы и другие транспортные средства, например безаэродромные летательные аппараты типа «летающая тарелка», которые не требуют дорогостоящей в строительстве и эксплуатации аэродромной инфраструктуры. Приемный резервуарный парк 17 и 18, основное технологическое оборудование 19 и резервуарный парк выходной продукции 20 регионального газоперерабатывающего завода 14 выполняется преимущественно на основе все более широко используемых шаровых резервуаров и емкостей для хранения СПГ и инертных газов под давлением. Наконец, межрегиональная доставка и дальняя транспортировки продуктов переработки ПНГ, производимых на региональном ГПЗ 14, осуществляется через выходной терминал 21 с использованием существующей транспортной инфраструктуры железнодорожного и (или) водного транспорта (при ее наличии), а также среднемагистральными самолетами-контейнеровозами и самолетами-танкерами. Выбор того или иного варианта осуществления региональных транспортных сетей 15 и 16 или их комбинации производится на основе технико-экономического анализа и сравнительной оценки их достоинств и недостатков. Предлагаемые способ и система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа осуществляются и работают следующим образом.Each regional transport network 15 and 16, connecting the intermediate point 5 and the gas processing plant 14, is implemented (implemented) in the form of the existing transport and delivery infrastructure in the region by road, air or water transport using appropriate tank containers for transportation and storage of LNG and gas condensate , special pipeline-container systems of pneumatic transport (with high cargo flows), as well as universal cargo container-carrier aircraft, tanker aircraft in regional aviation, including such unconventional vehicles as hovercraft, helicopters, convertiplanes and other vehicles, such as aerodrome flying saucer-type aerodromes, which do not require the costly construction and operation of airfield infrastructure. The receiving tank fleet 17 and 18, the main processing equipment 19 and the tank stock of the output products 20 of the regional gas processing plant 14 are mainly based on the increasingly widely used ball tanks and containers for storing LNG and inert gases under pressure. Finally, inter-regional delivery and long-distance transportation of associated gas processing products produced at the regional gas processing plant 14 is carried out through the exit terminal 21 using the existing transport infrastructure of railway and (or) water transport (if available), as well as medium-haul container ships and tanker aircraft . The choice of a particular option for the implementation of regional transport networks 15 and 16, or a combination thereof, is based on a feasibility study and a comparative assessment of their strengths and weaknesses. The proposed method and system for utilization, collection and use of associated petroleum gas are implemented and work as follows.

Пример 1. Пусть имеется одно отдельно взятое нефтяное месторождение, находящееся в северном регионе, где утилизация и переработка ПНГ прямо в местах сепарации нефти на нефтепромысле экономически не оправданы в силу достаточной удаленности от реальных потребителей и сложностей, неизбежно возникающих затем с реализацией полученных продуктов переработки ПНГ на месте, а сбор попутного газа и его доставка для переработки к местам использования получаемых продуктов нефтяного газа чрезвычайно затруднен в силу высокой склонности углеводородных газов к гидратообразованию в условиях низких температур и повышенных давлений. При этом пусть имеется также ситуация, когда расстояние до ближайшего действующего или намечаемого к строительству регионального газоперерабатывающего завода и объемы получаемого («добываемого») на нефтепромысле попутного нефтяного газа являются такими, что и строительство отдельно взятого трубопровода для сбора даже подготовленного к трубопроводному транспорту ПНГ тоже экономически не оправдано.Example 1. Let there be one separately taken oil field located in the northern region, where the utilization and processing of APG directly at the places of oil separation at the oil field is not economically justified due to the sufficient distance from real consumers and the difficulties that inevitably arise from the implementation of the resulting APG processing products on the spot, and the collection of associated gas and its delivery for processing to the places of use of the obtained oil gas products is extremely difficult due to the high propensity of hydrocarbon gases to hydrate formation at low temperatures and high pressures. At the same time, let there also be a situation where the distance to the nearest existing or planned for the construction of a regional gas processing plant and the volumes of produced (“produced”) associated petroleum gas in the oil field are such that the construction of a single pipeline to collect even the associated gas prepared for pipeline transport not economically justified.

Такая ситуация довольно часто имеет место в северных нефтегазодобывающих регионах России, что и обусловливает не только большое количество сжигаемого попутного газа на многочисленных факельных установках, но и предопределяет весьма низкую эффективность даже формально используемых объемов ПНГ. Описанная ситуация возникает, например, и при освоении шельфовых нефтяных месторождений, расположенных в акваториях морей Северного Ледовитого океана. Предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа при этом реализуется, как это показано на фиг. 1. Непосредственно на нефтепромысле 1 в местах сепарации нефти 2 (ДНС или ЦПС нефтепромысла) стандартными средствами очистки и сепарации 3 производится разгазирование нефти, а получаемый при этом ПНГ подается на расположенную здесь же малогабаритную блочно-модульную газоперерабатывающую установку (МБГУ) 4, обеспечивающую разделение ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой (осушенный) газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав попутного нефтяного газа, методом многоступенчатой низкотемпературной конденсации.This situation quite often occurs in the northern oil and gas producing regions of Russia, which determines not only the large amount of associated gas flared at numerous flare plants, but also determines the very low efficiency of even formally used volumes of associated gas. The described situation arises, for example, when developing offshore oil fields located in the waters of the seas of the Arctic Ocean. The proposed system for utilization, collection and use of associated petroleum gas is implemented, as shown in FIG. 1. Directly at the oilfield 1 in the places of oil separation 2 (oil pumping station or central oil recovery center) with standard cleaning and separation means 3, the gas is degassed, and the associated gas is supplied to the small-sized modular gas processing unit (MBGU) 4 located here, which ensures separation APG for dry stripped gas (SOG) and dry (dried) gas condensate of hydrocarbon gases included in the composition of associated petroleum gas by multi-stage low-temperature condensation.

Предварительно осушенный газ подается газопроводом Г (фиг. 1) на промежуточный пункт 5 и при необходимости частично используется для собственных нужд в пунктах сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2. На промежуточном пункте 5 в установке 6 производится деэтанизация газа (СОГ) и дальнейшая его очистка от содержащихся в нем этана, пропана, бутана и других более тяжелых углеводородных соединений. С метанового выхода установки 6 газ поступает на установку глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7, к которой подключен ожижитель метана и производства СПГ 8. С выхода последнего сжиженный газ (СПГ) поступает резервуарный парк 9 для его аккумулирования, временного хранения и обеспечения возможности поставки СПГ для целей местного газоснабжения.The pre-dried gas is supplied by gas line G (Fig. 1) to intermediate point 5 and, if necessary, is partially used for own needs at oil separation and APG preparation points for transport 2. At intermediate point 5, gas deethanization (LOG) is carried out in installation 6 and then purification of ethane, propane, butane and other heavier hydrocarbon compounds contained in it. From the methane outlet of unit 6, gas enters the deep purification unit and prepares methane for liquefaction 7, to which a methane liquefier is connected and LNG production 8. From the outlet of the last liquefied gas (LNG), a tank fleet 9 is supplied for its accumulation, temporary storage and supply LNG for local gas supply.

Одновременно осушенный газовый конденсат, полученный на пункте очистки (сепарации) нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2, продуктопроводом П (фиг. 1) также подается на промежуточный пункт 6 в установку деметанизации газового конденсата ПНГ 10, с газового (метанового) выхода которой отделенный здесь метан поступает на дополнительный вход установки глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7. С установки 10 деметанизированный конденсат ПНГ поступает на основной вход установки 11 по очистке газового конденсата от серы. На дополнительный вход установки 11 подается также газовый конденсат из установки 6, получаемый процессе деэтанизации СОГ, поступающего на промежуточный пункт 5. Полностью очищенный и глубоко осушенный газовый конденсат после установки 12 поступает в резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата 13, оснащенный выходным терминалом для отгрузки (налива) газового конденсата ПНГ.At the same time, the dried gas condensate obtained at the oil purification (separation) and APG preparation point for transport 2, the product pipeline P (Fig. 1) is also fed to intermediate point 6 in the APG 10 gas condensate demethanization unit, from the gas (methane) outlet of which is separated here methane enters the additional input of the deep purification unit and prepares the methane for liquefaction 7. From unit 10, the demethanized condensate APG enters the main input of unit 11 for the purification of gas condensate from sulfur. To the additional input of installation 11, gas condensate from installation 6 is also obtained, obtained by the deethanization process of COG supplied to intermediate point 5. After installation 12, completely purified and deeply dried gas condensate enters the tank farm for accumulation and temporary storage of gas condensate 13, equipped with an output terminal for shipment (filling) of APG gas condensate.

С выходных терминалов резервуарных парков 9 для СПГ и 13 для газового конденсата с промежуточного пункта 6 эти продукты подаются на региональный газоперерабатывающий завод 14 по региональным транспортным сетям 15 и 16 соответственно для СПГ и газового конденсата. В резервуарных парках 17 и 18 регионального газоперерабатывающего завода 14 происходит дальнейшее накопление (аккумулирование) СПГ и газового конденсата ПНГ соответственно, а с помощью основного технологического оборудования 19 на этом ГПЗ производится выработка (производство) других видов высоколиквидной продукции, таких как автомобильное пропанобутановое топливо и авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), крайне необходимых в самих нефтедобывающих регионах и провинциях, а также широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) для поставки этого ценного сырья на предприятия нефтегазохимической отрасли других регионов, включая и поставки (экспорт) ШФЛУ на внешние рынки. При этом аккумулируемый в резервуарном парке 17 СПГ используется как для целей местного газоснабжения на региональном или межрегиональном уровне, так и при производстве других видов продукции на самом региональном ГПЗ 14.From the output terminals of the tank farms 9 for LNG and 13 for gas condensate from intermediate point 6, these products are supplied to the regional gas processing plant 14 via regional transport networks 15 and 16, respectively, for LNG and gas condensate. In the tank farms 17 and 18 of the regional gas processing plant 14, there is further accumulation (accumulation) of LNG and associated gas condensate, respectively, and with the help of the main processing equipment 19, this GPP produces (produces) other types of highly liquid products, such as automobile propane-butane fuel and aviation condensed fuel (ASKT), which is essential in the oil producing regions and provinces themselves, as well as a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) for post Application of this valuable raw material in the petrochemical industry enterprises in other regions, including delivery (export) of natural gas liquids to foreign markets. At the same time, LNG accumulated in the tank farm 17 is used both for local gas supply at the regional or interregional level, and in the production of other types of products at the regional gas processing plant 14.

Пример 2. Пусть отработке подлежит отдаленное достаточно крупное нефтяное месторождение, системой разработки которого предусмотрено несколько нефтепромыслов, которые к тому же имеют по несколько рассредоточенных и удаленных друг от друга пунктов подготовки и сепарации нефти (ДНС и ЦПС нефтепромыслов). Тогда предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа реализуется в таком виде, как это показано на фиг. 2. В этом случае каждый из пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 21 …2k также выполняется и функционирует аналогично тому, как и описанном выше примере 1. Кроме того, каждый из них подсоединяется к промежуточному пункту 5 по радиальной схеме, как это показано на фиг. 1, или же по последовательной линейной схеме, с помощью раздельных газопроводов Г1 …Гk для сбора сухого отбензиненного газа (СОГ) и продуктопроводов П1 …Пk, для газового конденсата ПНГ соответственно. При этом промежуточный пункт 6, а также региональный газоперерабатывающий завод 14 выполняются и работают таким же образом, как и в случае примера 1. Разумеется, они при этом имеют соответствующую производственную мощность, а входные и выходные каналы их резервуарных парков и установок выполняются многоканальными по числу обособленных групп пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту. При радиальной схеме подключения пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 21 …2k (фиг. 2) к промежуточному пункту 6 число таких входных и выходных каналов в соответствующих резервуарных парках самого промежуточного пункта 6 и регионального ГПЗ 14 должно быть равным количеству групп или пунктов 2, то есть просто быть равным числу k. В целом и в остальном система работает точно так же, как это было изложено в примере 1.Example 2. Let a remote sufficiently large oil field be subject to development, the development system of which provides for several oil fields, which also have several points for oil preparation and separation dispersed and separated from each other (oil and gas processing centers and oil production centers). Then, the proposed system for utilization, collection and use of associated petroleum gas is implemented in the form as shown in FIG. 2. In this case, each of the points of oil separation and preparation of APG for transport 2 1 ... 2 k also runs and functions in the same way as described above example 1. In addition, each of them is connected to intermediate point 5 in a radial pattern, as this is shown in FIG. 1, or according to a sequential linear scheme, using separate gas pipelines G 1 ... G k for collecting dry stripped gas (SOG) and product pipelines P 1 ... P k for APG gas condensate, respectively. At the same time, intermediate point 6, as well as the regional gas processing plant 14, are executed and work in the same way as in the case of Example 1. Of course, they have the corresponding production capacity, and the input and output channels of their tank farms and installations are multi-channel in number separate groups of oil separation and APG preparation facilities for transport. With a radial scheme for connecting oil separation points and APG preparation to transport 2 1 ... 2 k (Fig. 2) to intermediate point 6, the number of such inlet and outlet channels in the corresponding tank parks of intermediate point 6 and regional gas treatment plant 14 should be equal to the number of groups or points 2, that is, simply being equal to the number k. In general and otherwise, the system works in exactly the same way as it was described in example 1.

Пример 3. Пусть требуется обеспечить утилизацию, сбор и использование попутного нефтяного газа в регионе или нефтегазовой провинции с многочисленными относительно небольшими нефтяными месторождениями, рассредоточенными на значительной площади и удаленными друг от друга на довольно значительные (от нескольких десятков до нескольких сотен и вплоть до одной - двух тысяч километров) расстояния. Подобная ситуация имеет место, например, в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции России. В этом случае (фиг. 3) предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного снабжается несколькими промежуточными региональными (межпромысловыми) пунктами аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата 5, которые соединяются с пунктами очистки нефти и утилизации ПНГ 211 …2nm раздельными (параллельными) трубопроводами Г11 …Гnm и П11 …Пnm - газопроводами для СОГ и продуктопроводами для осушенного конденсата ПНГ соответственно, так как это было изложено при описании примеров осуществления и работы системы, рассмотренных выше (примеры 1, 2). При этом каждый из промежуточных региональных пунктов 51 …5n также связывается с региональным газоперерабатывающим заводом 14 соответствующими им региональными транспортными сетями 151 …15n и 161 …l6n соотвтетственно для доставки СПГ и газового конденсата, получаемых из ПНГ в процессе работы предлагаемой системы. Производственные мощности региональных промежуточных пунктов 51 …5n, транспортных сетей 151 …15n и 161 …16n, а также ГПЗ 14 выполняются (выбираются) в зависимости от величины грузопотоков, циркулирующих во всей системе. Кроме того, приемные терминалы входных резервуарных парков ГПЗ 14 выполняются многоканальными по числу региональных промежуточных пунктов 51 …5n, то есть по числу, равному количеству самих промежуточных региональных пунктов. Работа такой многоуровневой системы утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа остается такой же, как и в случаях ее применения, описанных выше в примерах 1, 2.Example 3. Let it be required to ensure the utilization, collection and use of associated petroleum gas in a region or oil and gas province with numerous relatively small oil fields dispersed over a large area and separated from each other by quite large ones (from several tens to several hundred and up to one - two thousand kilometers) of distance. A similar situation occurs, for example, in the Timan-Pechora oil and gas province of Russia. In this case (Fig. 3), the proposed system for the utilization, collection and use of associated petroleum is supplied with several intermediate regional (inter-field) points of accumulation, temporary storage, pre-treatment and processing of SOG and dry gas condensate 5, which are connected to the points for oil refining and APG utilization 2 11 ... 2 nm by separate (parallel) pipelines Г 11 ... Г nm and П 11 ... П nm - gas pipelines for SOG and product pipelines for dried APG condensate, respectively, since this was described at writing examples of implementation and operation of the system discussed above (examples 1, 2). Moreover, each of the intermediate regional points 5 1 ... 5 n is also associated with a regional gas processing plant 14 with their respective regional transport networks 15 1 ... 15 n and 16 1 ... l6 n, respectively, for the delivery of LNG and gas condensate obtained from APG during the operation of the proposed system. The production capacities of the regional intermediate points 5 1 ... 5 n , transport networks 15 1 ... 15 n and 16 1 ... 16 n , as well as GPP 14 are carried out (selected) depending on the size of the cargo flows circulating throughout the system. In addition, the receiving terminals of the inlet tank farms of the GPZ 14 are multichannel in the number of regional intermediate points 5 1 ... 5 n , that is, in a number equal to the number of intermediate regional points themselves. The operation of such a multi-level system for utilization, collection and use of associated petroleum gas remains the same as in the cases of its application described above in examples 1, 2.

Пример 4. Пусть требуется решить проблему утилизации и эффективного использования попутного нефтяного газа при отработке нефтяного месторождения, расположенного на шельфе и эксплуатируемого обычно со специальных морских платформ того или иного типа. Такая ситуация с позиций утилизации и использования ПНГ фактически имеет место, изложенное в примере 1. В этом случае в предлагаемой системе (фиг. 1) промежуточный пункт 6 со всеми входящими в него устройствами размещают на самой морской платформе, который, как и ранее, соединяют транспортными сетями 15 и 16 с региональным газоперерабатывающим заводом 14. Если же шельфовое месторождение нефти расположено относительно недалеко от побережья той или иной провинции (как, например, месторождение Приразломное на шельфе Печорского моря - 60 км от поселка Варандей), то промежуточный пункт 6 может быть размещен на суше и связан с морской платформой подводными газопроводом Г для СОГ и продуктопроводом П для газового конденсата ПНГ (фиг. 1). При необходимости здесь же может располагаться и региональный газоперерабатывающий завод 14, т.е. промежуточный пункт 6 для аккумулирования и переработки СОГ и конденсата попутного газа ПНГ может просто совмещаться с ГПЗ 14. Работа предлагаемой системы при этом остается такой же, как и в описанных выше примерах 1-3.Example 4. Let it be required to solve the problem of utilization and efficient use of associated petroleum gas during the development of an oil field located on the shelf and usually operated from special offshore platforms of one type or another. This situation from the standpoint of utilization and utilization of APG actually takes place as set out in Example 1. In this case, in the proposed system (Fig. 1), intermediate point 6 with all the devices included in it is placed on the offshore platform itself, which, as before, is connected transport networks 15 and 16 with a regional gas processing plant 14. If the offshore oil field is located relatively close to the coast of a particular province (such as, for example, the Prirazlomnoye field on the shelf of the Pechora Sea - 60 km from the village ka Varandey), then intermediate point 6 can be located on land and connected to the offshore platform by an underwater gas pipeline G for SOG and a product pipeline P for APG gas condensate (Fig. 1). If necessary, a regional gas processing plant 14 can also be located here, i.e. intermediate point 6 for the accumulation and processing of SOG and associated gas condensate associated gas can simply be combined with gas treatment plant 14. The operation of the proposed system remains the same as in the above examples 1-3.

Пример 5. Предлагаемый способ и система для его осуществления могут быть также использованы для отработки удаленных мелких газоконденсатных месторождений, вовлечение в разработку которых путем строительства и эксплуатации протяженных трубопроводных транспортных систем для доставки газа и газового конденсата к местам их переработки и использования является заведомо нерентабельным. В этом случае добычные (газовые) скважины 1 (фиг. 1) также соединяют с пунктами предварительной очистки и подготовки продукции скважин 2, включающими основное оборудование для очистки газа 3, а также устройства 4, которые, как и в предыдущих случаях, производят разделение продукции скважин на два отдельных потока: сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой газовый конденсат, которые по отдельному газопроводу Г и конденсатопроводу П соответственно подают на промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата 5, включающий все то же оборудование, что и в предыдущих случаях, описанных выше в примерах 1-4. При этом сам промежуточный пункт 5, как и в примере 4, может быть совмещен непосредственно с пунктом предварительной подготовки газа 2 или быть расположенным относительно недалеко от последнего, но находящимся в более подходящем по тем или иным соображениям месте. В остальном же предлагаемый способ и система для его осуществления функционируют аналогично тому, как это было описано выше в примерах 1-4.Example 5. The proposed method and system for its implementation can also be used to develop remote small gas condensate fields, the involvement of which through the construction and operation of long pipeline transport systems for delivering gas and gas condensate to the places of their processing and use is obviously unprofitable. In this case, the production (gas) wells 1 (Fig. 1) are also connected to the points of pre-treatment and preparation of the products of wells 2, including the main equipment for gas treatment 3, as well as devices 4, which, as in previous cases, produce the separation of products wells into two separate streams: dry stripped gas (SOG) and dry gas condensate, which are supplied to the intermediate point of accumulation, temporary storage, pre-treatment and pre-treatment through a separate gas pipeline G and condensate pipe P, respectively quipment SOG and dry (dry) gas condensate 5, comprising all the same equipment as in the previous cases, as described above in Examples 1-4. In this case, intermediate point 5 itself, as in Example 4, can be combined directly with the gas pre-treatment point 2 or be located relatively close to the latter, but located in a more suitable place for one reason or another. Otherwise, the proposed method and system for its implementation operate in the same way as described above in examples 1-4.

ЛитератураLiterature

1. Коршак А.А. и др. Основы нефтегазового дела. Издательство «Дизайн ПолиграфСервис», Уфа, 2002, 543 с.1. Korshak A.A. and other basics of oil and gas business. Publishing house "Design PolygraphService", Ufa, 2002, 543 p.

2. Природный газ. Коллектив авторов под руководством д-ра техн. наук М.М. Пенькова и канд. техн. наук С.Ю. Пирогова. Изд-во «Профессионал», С-Пб., 2006, 1000 с.2. Natural gas. A team of authors led by Dr. Tech. sciences M.M. Penkova and Cand. tech. sciences S.Yu. Pirogov. Publishing House "Professional", St. Petersburg., 2006, 1000 p.

3. Территория СПГ: вступление России. Национальный отраслевой журнал «Нефтегазовая вертикаль», 18/05, с. 60-62.3. LNG territory: Russia's entry. National industry magazine "Oil and Gas Vertical", 18/05, p. 60-62.

4. Виноградова О. Сахалинская мышеловка. «Нефтегазовая вертикаль», 01/05; Каржуабаев А. и др. Иностранные инвестиции: состояние и перспективы. «Нефтегазовая вертикаль», 03/07.4. Vinogradova O. Sakhalin mousetrap. “Oil and Gas Vertical”, 01/05; Karzhuabaev A. et al. Foreign investment: status and prospects. The Oil and Gas Vertical, 03/07.

5. Патент РФ №2200727. Способ транспортирования или хранения гидратов газов. - Якушев B.C.5. RF patent No. 2200727. A method of transporting or storing gas hydrates. - Yakushev B.C.

6. Патент РФ №2198285. Способ добычи и транспорта природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений - «Цветы и пчелы». - Гудмундсон Й.С.6. RF patent No. 2198285. The method of extraction and transport of natural gas from gas and gas hydrate offshore fields is “Flowers and Bees”. - Goodmundson J.S.

7. Авторское свидетельство SU №1666890. Способ подготовки нефтяного газа к транспорту. - Каспарьянц К.С., Каспарьянц Р.К. и Соколов А.Г.7. Copyright certificate SU No. 1666890. A method of preparing oil gas for transport. - Kasparyants K.S., Kasparyants R.K. and Sokolov A.G.

8. Патент РФ №2073182. Установка компримирования углеводородного газа. - Бойко С.И. и другие.8. RF patent No. 2073182. Hydrocarbon gas compression unit. - Boyko S.I. and others.

9. Патент РФ №214050. Установка подготовки углеводородного газа к транспорту. - Бойко С.И.9. RF patent No. 214050. Installation for the preparation of hydrocarbon gas for transport. - Boyko S.I.

10. Патент РФ №2224581. Установка подготовки углеводородного газа. - Аджиев А.Ю. и другие.10. RF patent No. 2224581. Installation for the preparation of hydrocarbon gas. - Adzhiev A.Yu. and others.

11. Патент РФ №2044032. Авиационное сконденсированное топливо. - Брещенко Е.М. и другие11. RF patent No. 2044032. Aviation Condensed Fuel. - Breschenko E.M. and others

12. Патент РФ №2102285. Вертолет. - Вайнберг М.В., Зайцев В.П. и Леонов Г.Н.12. RF patent No. 2102285. Helicopter. - Weinberg M.V., Zaitsev V.P. and Leonov G.N.

13. Патент РФ №2296793. Установка подготовки углеводородного газа к транспорту. - Бессонный А.Н. и др. (прототип).13. RF patent No. 2296793. Installation for the preparation of hydrocarbon gas for transport. - Sleepless A.N. and others (prototype).

Claims (2)

1. Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа, включающий его утилизацию в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат, раздельную доставку отбензиненного газа и газового конденсата трубопроводным транспортом к пунктам их аккумулирования, переработки и использования, отличающийся тем, что доставку отбензиненного газа и газового конденсата осуществляют к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и частичного использования, которые размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов, в промежуточных пунктах производят ожижение отбензиненного сухого газа и выработку из него сжиженного природного газа метана для поставки местным потребителям, а газовый конденсат подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей, получаемые на промежуточных пунктах сжиженный природный газ и сухой газовый конденсат аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах, откуда их автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров доставляют на региональный газоперерабатывающий завод, где из газового конденсата попутного нефтяного газа вырабатывают автомобильное или авиационное пропанобутановое сконденсированное топливо - АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов или самолетов-танкеров.1. A method for utilization, collection, processing and use of associated petroleum gas, including its utilization at oil separation sites by multi-stage low-temperature separation with separation into dry stripped gas - methane and dry gas condensate, separate delivery of stripped gas and gas condensate by pipeline to their points accumulation, processing and use, characterized in that the delivery of stripped gas and gas condensate is carried out to intermediate points of their accumulated I, of processing and partial use, which are located at distances not exceeding several tens of kilometers from the oil fields, at intermediate points, they liquefy stripped dry gas and produce liquefied natural gas methane from it for delivery to local consumers, and gas condensate is subjected to deeper drying and purification from sulfur and other harmful impurities, liquefied natural gas and dry gas condensate obtained at intermediate points are accumulated in separate storage tanks from where they are transported by autonomous means of transport, mainly by regional aviation, using tank containers or tanker aircraft to a regional gas processing plant, where automobile or aviation propane-butane condensed fuel is produced from gas condensate of associated petroleum gas - for the consumers at the regional level, and also raw materials for petrochemical consumers in other regions in the form of a wide fraction of light hydrocarbons, which are delivered to other regions ions by means of inter-regional transport, for example, in the form of medium-haul aircraft, container or tanker aircraft. 2. Система утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа, включающая нефтедобывающие промыслы с сетью добычных скважин, соединенных сборными трубопроводными коллекторами с пунктами сбора и промысловой подготовки нефти, технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти, малогабаритные блочно-модульные газоперерабатывающие установки для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения его на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат других углеводородных газов, входящих в состав попутного нефтяного газа, а также газоперерабатывающий завод для производства из попутного нефтяного газа высоколиквидных продуктов в виде автомобильного или авиационного сконденсированного пропанобутанового топлива, а также широкой фракции легких углеводородов для нефтехимии, отличающаяся тем, что система дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним нефтепромысловым промежуточным пунктом аккумулирования, временного хранения и переработки сухого отбензиненного газа в сжиженный природный газ метан и предварительной очистки и переработки сухого газового конденсата в широкую фракцию легких углеводородов, имеющим выходные резервуарный парк с наливным терминалом сжиженного газа метана и резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата, причем региональный газоперерабатывающий завод связан с промежуточными пунктами по меньшей мере одной региональной транспортной сетью сжиженного метана и хотя бы одной региональной транспортной сетью газового конденсата для их доставки автономными транспортными средствами, например, в виде вертолетов или самолетов-танкеров, или средствами бескомпрессорного транспорта, например, в виде трубопроводно-контейнерных систем пневмотранспорта, причем выходной резервуарный парк регионального газоперерабатывающего завода имеет также выходные каналы для отгрузки сжиженного метана и широкой фракции легких углеводородов при межрегиональных поставках этих продуктов. 2. A system for utilization, collection, processing and use of associated petroleum gas, including oil producing fields with a network of production wells connected by prefabricated pipeline collectors to oil collection and field treatment facilities, processing equipment for oil refining and separation, small-sized modular gas processing units for the preparation associated petroleum gas to pipeline transport by separating it into dry stripped gas - methane and dry gas condensate of other hydrocarbons gas associated with associated petroleum gas, as well as a gas processing plant for the production of highly liquid products from associated petroleum gas in the form of automobile or aviation condensed propane-butane fuel, as well as a wide fraction of light hydrocarbons for petrochemicals, characterized in that the system is additionally equipped with at least at least one oil field intermediate point for accumulation, temporary storage and processing of dry stripped gas into liquefied natural gas methane preliminary purification and processing of dry gas condensate into a wide fraction of light hydrocarbons having an outlet tank farm with a liquid methane liquefied gas terminal and a tank farm for accumulating and temporarily storing gas condensate, and the regional gas processing plant is connected to intermediate points with at least one regional liquefied gas transportation network methane and at least one regional gas condensate transport network for their delivery by autonomous transport by means of transport, for example, in the form of helicopters or tanker aircraft, or by means of non-compressor transport, for example, in the form of pipeline-container pneumatic conveying systems, and the outlet tank farm of the regional gas processing plant also has outlet channels for shipping liquefied methane and a wide fraction of light hydrocarbons for inter-regional deliveries of these products.
RU2012110291/03A 2012-03-19 2012-03-19 Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end RU2547855C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012110291/03A RU2547855C2 (en) 2012-03-19 2012-03-19 Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012110291/03A RU2547855C2 (en) 2012-03-19 2012-03-19 Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012110291A RU2012110291A (en) 2013-09-27
RU2547855C2 true RU2547855C2 (en) 2015-04-10

Family

ID=49253542

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012110291/03A RU2547855C2 (en) 2012-03-19 2012-03-19 Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2547855C2 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2652028C1 (en) * 2017-07-21 2018-04-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Oil and gas chemical cluster
RU2688530C1 (en) * 2018-12-28 2019-05-21 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for extraction, collection, processing and transportation of natural gases of a group of deposits with different content of ethane
RU2703135C1 (en) * 2019-03-07 2019-10-15 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas chemical complex

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU128092A1 (en) * 1959-06-12 1959-11-30 П.Е. Головин Method of combined dewatering, desalting, stabilization of oil, drying and separation of associated hydrocarbon gases
SU1350447A1 (en) * 1986-05-30 1987-11-07 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
RU2205337C2 (en) * 1997-06-20 2003-05-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Updated method of liquefaction of natural gas
RU2259511C2 (en) * 2003-10-06 2005-08-27 ООО НТЦ "Адгезивнефтегаз" Method of preparing and utilizing low-pressure gas
RU2296793C2 (en) * 2005-04-08 2007-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт химического машиностроения" (ООО "ЛЕННИИХИММАШ") Unit for preparation of hydrocarbon gas for transportation
RU2442819C1 (en) * 2010-07-05 2012-02-20 Учреждение Российской Академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН (ИК СО РАН) Method and device for processing associated oil gases

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU128092A1 (en) * 1959-06-12 1959-11-30 П.Е. Головин Method of combined dewatering, desalting, stabilization of oil, drying and separation of associated hydrocarbon gases
SU1350447A1 (en) * 1986-05-30 1987-11-07 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
RU2205337C2 (en) * 1997-06-20 2003-05-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Updated method of liquefaction of natural gas
RU2259511C2 (en) * 2003-10-06 2005-08-27 ООО НТЦ "Адгезивнефтегаз" Method of preparing and utilizing low-pressure gas
RU2296793C2 (en) * 2005-04-08 2007-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт химического машиностроения" (ООО "ЛЕННИИХИММАШ") Unit for preparation of hydrocarbon gas for transportation
RU2442819C1 (en) * 2010-07-05 2012-02-20 Учреждение Российской Академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН (ИК СО РАН) Method and device for processing associated oil gases

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2652028C1 (en) * 2017-07-21 2018-04-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Oil and gas chemical cluster
RU2688530C1 (en) * 2018-12-28 2019-05-21 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for extraction, collection, processing and transportation of natural gases of a group of deposits with different content of ethane
RU2703135C1 (en) * 2019-03-07 2019-10-15 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas chemical complex

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012110291A (en) 2013-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Goellner Expanding the shale gas infrastructure
RU2340841C1 (en) Method of processing of associated oil gas and facility for implementation of this method
RU2547855C2 (en) Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end
RU2647301C9 (en) Gas-chemical cluster
Dawe Hydrate technology for transporting natural gas
RU2574243C9 (en) Cluster for natural gas processing with helium extraction
CN204739842U (en) Preliminary treatment of FLNG oil gas and liquefying plant
RU2443851C1 (en) Outfit of equipment for development of gas deposits
Rajnauth et al. Gas transportation: present and future
US11760940B2 (en) Oilfield natural gas processing and product utilization
RU2652028C1 (en) Oil and gas chemical cluster
RU2715772C1 (en) Gas processing cluster
RU2685099C1 (en) Production cluster
CN102620522A (en) Process and device for producing liquefied natural gas (LNG) and removing hydrogen and nitrogen through throttling flash evaporation
RU66491U1 (en) APPARATUS FOR PROCESSING OIL GAS
RU2743421C1 (en) Hydrocarbon field arrangement method
RU2722255C1 (en) Gas processing complex layout
RU2771006C1 (en) Complex for processing into gas chemical products of hydrocarbon raw materials of deposits located in adverse climatic conditions
RU2153128C2 (en) System for receiving and burning torch petroleum gases
RU2779480C1 (en) Block-modular mobile autonomous light-duty complex for preparing and processing associated and natural gas
Migliore Natural gas conditioning and processing
Koumentis Process Design and Simulation of Natural Gas Dehydration Using Triethylene Glycol
Udaeta et al. Natural Gas Virtual-Pipeline for Alternative Energy Distribution
RU2472923C2 (en) Associated oil gas utilisation and use system
Correa et al. natural gas transport

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160320