RU2553734C1 - Oil treatment method - Google Patents
Oil treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2553734C1 RU2553734C1 RU2014140411/03A RU2014140411A RU2553734C1 RU 2553734 C1 RU2553734 C1 RU 2553734C1 RU 2014140411/03 A RU2014140411/03 A RU 2014140411/03A RU 2014140411 A RU2014140411 A RU 2014140411A RU 2553734 C1 RU2553734 C1 RU 2553734C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ngl
- oil
- heat exchanger
- bflh
- light hydrocarbons
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).The invention relates to the oil industry and may find application in the preparation of oil in the oil field with the release of a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH).
Известен способ переработки нефти путем нагрева и разделения во фракционирующей колонне при давлении 0,005-0,25 МПа с получением стабильной нефти и с верха колонны низкокипящих фракций при подаче на верх колонны части охлажденной стабильной нефти, последующего компремирования низкокипящих фракций и подачи их вниз неполной ректификационной колонны с разделением при давлении 0,8-1,2 МПа на остаточную фракцию и паровую фазу, отводимую с верха колонны с последующей конденсацией ее с получением газа и конденсата, содержащего ШФЛУ. Для повышения выхода ШФЛУ газ и конденсат направляют самотеком на разделение в середину фракционирующего абсорбера, остаточную фракцию направляют в шлем фракционирующего абсорбера, полученную при этом с первой тарелки над зоной питания промежуточную фракцию смешивают с исходным сырьем и с низа фракционирующего абсорбера отводят широкую фракцию легких углеводородов (патент РФ №1372922, опубл. 2000.02.20).There is a method of oil refining by heating and separation in a fractionating column at a pressure of 0.005-0.25 MPa to obtain stable oil and from the top of the column of low boiling fractions when a portion of the cooled stable oil is fed to the top of the column, followed by compression of the low boiling fractions and their downward flow of an incomplete distillation column with separation at a pressure of 0.8-1.2 MPa into the residual fraction and the vapor phase discharged from the top of the column, followed by its condensation to produce gas and condensate containing NGL. To increase the yield of NGL, gas and condensate are directed by gravity to separation in the middle of the fractionating absorber, the residual fraction is sent to the helmet of the fractionating absorber, the intermediate fraction obtained from the first plate above the supply zone is mixed with the feedstock, and a wide fraction of light hydrocarbons is removed from the bottom of the fractionating absorber ( RF patent No. 1372922, publ. 2000.02.20).
Известный способ не предусматривает рекуперацию тепловой энергии конденсируемых продуктов с целью нагрева технологических жидкостей в виде нефти и тех. пресной воды и не позволяет отбирать из нефти потенциально возможное количество ШФЛУ.The known method does not provide for the recovery of thermal energy of condensed products in order to heat process fluids in the form of oil and those. fresh water and does not allow the selection of oil from the potential amount of NGL.
Известен способ стабилизации нефти на установке комплексной подготовки нефти (В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: Фен, 2002 г., с. 253-256 - прототип). При подготовке нефти проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование ШФЛУ, возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад. Установка для разделения нефти включает насосы, теплообменники, отстойник обессоливания-обезвоживания, печь, ректификационную колонну, холодильники водяного охлаждения, сепаратор широкой фракции легких углеводородов, емкость для сбора конденсата паровой фазы, сепаратор нефти. В цикле получения ШФЛУ участвуют ректификационная колонна, холодильник водяного охлаждения, сепаратор ШФЛУ, насос и трубопроводы. Массовая доля отобранной ШФЛУ составляет до 3,5% массы обессоленной нефти, что составляет не более 80% от потенциально возможного.There is a method of stabilizing oil at the complex oil treatment unit (VP Tronov. Gas separation and reduction of oil losses. Kazan: Fen, 2002, pp. 253-256 - prototype). In the preparation of oil, oil is separated into fractions in a distillation column, volatile compounds are cooled in a heat exchanger, BFLH separation, the return of BFLH to the upper part of the distillation column, and the rest of the unit are sent to the warehouse. An oil separation unit includes pumps, heat exchangers, a desalination-dewatering sump, an oven, a distillation column, water-cooled refrigerators, a separator for a wide fraction of light hydrocarbons, a vapor phase condensate collecting tank, and an oil separator. A distillation column, a water-cooled refrigerator, a BFFL separator, a pump and pipelines are involved in the cycle of producing BFLH. The mass fraction of selected BFLH is up to 3.5% of the mass of desalted oil, which is not more than 80% of the potential.
Недостатком известного способа является недостаточно высокий выход ШФЛУ из нефти.The disadvantage of this method is not a high yield of BFLH from oil.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад, согласно изобретению пары летучих соединений охлаждают в теплообменнике до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С6+выше и воды при установившемся давлении в теплообменнике, а перед сепарированием пары ШФЛУ с составом C2-C5, сконденсировавшиеся компоненты С6+выше и воду направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно конденсатосборника, со дна конденсатосборника отводят воду для повторного использования в технологических целях, выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости, часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну, а ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации углеводородов C2-C5. (Патент 2393347, кл. Е21В 43/34, опубл. 27.06.2010).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of oil preparation, including the separation of oil into fractions in a distillation column, cooling volatile compounds in a heat exchanger, separating a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), returning a part of BFLH to the top of the distillation column and directing the rest to the warehouse, according to the invention, the pairs of volatile compounds are cooled in a heat exchanger to a temperature sufficient to condense C 6 + hydrocarbons above and water when installed pressure in the heat exchanger, and before separation of the BFLH vapor with the composition C 2 -C 5 , the condensed components C 6 + above and water are sent to the condensate collector, where the liquid phase is separated and precipitated to the bottom of the condensate collector, water is removed from the bottom of the condensate collector for reuse in technological For purposes above, liquid C 6 + hydrocarbons are removed from a level above the water layer for further cooling in heat exchangers and accumulated in a buffer-separation tank, a portion of liquid C 6 + hydrocarbons above is sent to consumers, the rest The bulk part is fed into the oil flow entering the distillation column, and the NGL from the condensate collector is sent to an additional heat exchanger, where they are cooled to a temperature sufficient to condense C 2 -C 5 hydrocarbons. (Patent 2393347, CL ЕВВ 43/34, publ. 06/27/2010).
Недостатком способа является одностадийность охлаждения ШФЛУ, приводящая к неполному переходу паров ШФЛУ в жидкое состояние и потере части ШФЛУ при дальнейшей подготовке.The disadvantage of this method is the one-stage cooling of BFLH, which leads to an incomplete transition of BFLH vapor to a liquid state and the loss of a part of BFLH during further preparation.
В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.The proposed invention solves the problem of increasing the yield of NGL by reducing losses in preparation.
Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение ШФЛУ, охлаждение ШФЛУ до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшуюся ШФЛУ в буферно-сепарационную емкость, откачку части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад, согласно изобретению, пары ШФЛУ отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары ШФЛУ в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем охлаждают в другом теплообменнике газожидкостную смесь, потом газожидкостную смесь охлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода ШФЛУ в жидкое состояние, после чего ШФЛУ подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от ШФЛУ отделяют воду и легкие углеводородные газы.The problem is solved in that in the method of oil preparation, including the separation of oil into fractions in the distillation column, the allocation of BFLH, cooling BFLH to a temperature sufficient for condensation, the direction of the condensed BFLH to the buffer separation tank, pumping part of BFLH to the top of the distillation column and excess parts to the warehouse, according to the invention, the vapor of BFLH is removed from the top of the distillation column, the vapor of BFLH in the heat exchanger is cooled to form a gas-liquid mixture, then it is cooled in another heat exchange The gas-liquid mixture is then cooled, then the gas-liquid mixture is cooled in an air-cooling apparatus until the BFLH becomes liquid, after which the BFLF is separated in a reflux tank and in a centrifugal vertical gas separator, where water and light hydrocarbon gases are separated from the BFLH.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В известных способах получения ШФЛУ летучие соединения из верха ректификационной колонны с температурой 110-120°С направляют в теплообменник, охлаждают, направляют в конденсатосборник, разделяют на фракции, пары ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительные теплообменники, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость, из которой ШФЛУ откачивают насосом на бензосклад. Выделение ШФЛУ происходит в конденсатосборнике, а охлаждение до перехода в жидкое состояние осуществляют за один цикл в одном теплообменнике. При таком охлаждении часть паров ШФЛУ не успевает перейти в жидкое состояние и неизбежно теряется в буферно-сепарационной емкости и трубопроводах. В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет увеличения степени конденсации углеводородов из паров ШФЛУ. Задача решается посредством установки подготовки нефти, представленной на фиг. 1.In known methods for producing BFLH, volatile compounds from the top of a distillation column with a temperature of 110-120 ° C are sent to a heat exchanger, cooled, sent to a condensate collector, separated into fractions, and BFLH pairs from a condensate collector are sent to additional heat exchangers, where they are cooled to a temperature sufficient for condensation . Next, the condensed BFLH is sent to a buffer separation tank, from which the BFLH is pumped to a gas depot with a pump. The selection of BFLH takes place in a condensate collector, and cooling to a liquid state is carried out in one cycle in one heat exchanger. With this cooling, some of the NGL vapor does not have time to become liquid and is inevitably lost in the buffer-separation tank and pipelines. The proposed invention solves the problem of increasing the yield of NGL by increasing the degree of condensation of hydrocarbons from NGL vapor. The problem is solved by means of the oil treatment unit shown in FIG. one.
На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - узел учета сырой нефти, 2 - теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть», 3 - теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ», 4 - блок обезвоживания-обессоливания нефти, 5 - насос обезвоженной и обессоленной нефти, 6 - теплообменник «обезвоженная и обессоленная нефть - стабильная нефть», 7 - печь нагрева нефти, 8 - ректификационная колонна стабилизации нефти, 9 - теплообменник рекуперации тепла паров дистиллята нефти, 10 - теплообменник «пресная вода - ШФЛУ», 11 - аппарат воздушного охлаждения ШФЛУ, 12 - узел учета стабильной нефти, 13 - рефлюксная емкость, 14 - насос перекачки ШФЛУ, 15 - склад хранения ШФЛУ, 16 - блок сепарации и хранения дистиллята, 17 - насос перекачки пресной воды, 18 - центробежный вертикальный газоотделитель, ……… - пресная техническая вода, - нефть, - ШФЛУ, - дистиллят, - несконденсировавшиеся углеводороды.In FIG. 1 the following designations are adopted: 1 - crude oil metering unit, 2 - crude oil-stable oil heat exchanger, 3 - crude oil-BFLH heat exchanger, 4 - oil dehydration-desalination unit, 5 - dehydrated and desalted oil pump, 6 - heat exchanger "dehydrated and desalted oil - stable oil", 7 - oil heating furnace, 8 - distillation column for oil stabilization, 9 - heat recovery heat exchanger vapor of oil distillate, 10 - fresh water heat exchanger - ShFLU, 11 - ShFLU air cooling apparatus 12 - metering station for stable oil, 13 - reflux capacity, 14 - ShFLU transfer pump, 15 - ShFLU storage warehouse, 16 - distillate separation and storage unit, 17 - fresh water transfer pump, 18 - centrifugal vertical gas separator, ……… - fresh process water, - oil - NGL, - distillate, - non-condensing hydrocarbons.
Установка подготовки нефти работает следующим образом.Installation of oil preparation works as follows.
Сырая нефть поступает на узел учета нефти 1 и далее в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью подогревается. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается, а ШФЛУ охлаждается. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается, затем в печь нагрева нефти 7, где дополнительно нагревается и затем поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. В колонне сырая нефть разделяется на фракции, в результате чего образуется стабильная нефть. Затем стабильная нефть последовательно охлаждается в теплообменниках 6 и после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.Crude oil is supplied to the
ШФЛУ поступает с верха ректификационной колонны 8 в теплообменник 3, охлаждается до образования газожидкостной смеси и поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где газожидкостная смесь ШФЛУ охлаждается, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С, т.е. до перехода ШФЛУ в жидкое состояние. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.BFLH enters from the top of
Из ректификационной колонны 8 в теплообменник 9 поступает дистиллят. Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, перекачивается насосом 17 и поступает в теплообменник 9, где нагревается за счет теплообмена с парами дистиллята. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.From the
Пример конкретного выполненияConcrete example
Сырая нефть с расходом Q=400-700 м3/час, температурой Т=6-25°С, плотностью 855-865 кг/м3, обводненностью от 0,5 до 5% поступает с резервуарного парка на установку контроля и подготовки нефти (фиг. 1), где после учета на узле учета нефти 1 поступает в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью нагревается до температуры 35-60°С. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ с расходом Q=15-20 т/час, температурой Т=80-110°С, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается на 6-10°С, а ШФЛУ охлаждается до температуры 50-70°С. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается до 100-130°С, затем в печь нагрева нефти 7, где нагревается до температуры 130-180°С, далее нефть поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. Затем стабильная нефть последовательно поступает в теплообменники 6 и 2, охлаждаясь за счет теплообмена с сырой нефтью до температуры 25-35°С, далее после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.Crude oil with a flow rate of Q = 400-700 m 3 / h, temperature T = 6-25 ° C, density 855-865 kg / m 3 , water cut from 0.5 to 5% comes from the tank farm to the oil control and treatment unit (Fig. 1), where after accounting at the metering unit,
Охлажденная до 50-70°С ШФЛУ после теплообменника 3 поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где охлаждается до температуры 15-45°С, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения, до температуры 15-40°С. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.Cooled to 50-70 ° C, BFLH after
Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, поступает в теплообменник 9, где за счет теплообмена с парами дистиллята, имеющего расход Q=2 т/час и температуру Т=120°С, нагревается до температуры 30-60°С. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.Fresh water heated in the
В результате удается повысить выход ШФЛУ на 5% и довести его до 99% от потенциально возможного.As a result, it is possible to increase the yield of NGL by 5% and bring it to 99% of the potential.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the yield of BFLH by reducing losses during preparation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Oil treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Oil treatment method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2553734C1 true RU2553734C1 (en) | 2015-06-20 |
Family
ID=53433745
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Oil treatment method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2553734C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2614452C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Distillate production method |
US11725152B2 (en) | 2021-06-02 | 2023-08-15 | Maze Environmental Llc | System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU800531A1 (en) * | 1976-12-21 | 1981-01-30 | Всесоюзный Научно-Исследователь-Ский И Проектный Институт По Пере-Работке Газа | Oil gas processing method |
US5645692A (en) * | 1993-07-30 | 1997-07-08 | Elf Aquitaine Production | Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof |
SU1372922A1 (en) * | 1986-03-03 | 2000-02-20 | Уфимский Нефтяной Институт | METHOD FOR PROCESSING OIL |
RU2194739C1 (en) * | 2001-08-09 | 2002-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Hydrocarbon mixture stabilization plant |
RU2393347C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil treatment method |
-
2014
- 2014-10-07 RU RU2014140411/03A patent/RU2553734C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU800531A1 (en) * | 1976-12-21 | 1981-01-30 | Всесоюзный Научно-Исследователь-Ский И Проектный Институт По Пере-Работке Газа | Oil gas processing method |
SU1372922A1 (en) * | 1986-03-03 | 2000-02-20 | Уфимский Нефтяной Институт | METHOD FOR PROCESSING OIL |
US5645692A (en) * | 1993-07-30 | 1997-07-08 | Elf Aquitaine Production | Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof |
RU2194739C1 (en) * | 2001-08-09 | 2002-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Hydrocarbon mixture stabilization plant |
RU2393347C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil treatment method |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2614452C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Distillate production method |
US11725152B2 (en) | 2021-06-02 | 2023-08-15 | Maze Environmental Llc | System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2638846C2 (en) | Separation processes using columns with partition walls | |
RU2707295C2 (en) | Absorption/distillation method in single-column structure | |
CN108138053A (en) | The delayed coking unit of combined heat and power | |
RU2553734C1 (en) | Oil treatment method | |
CN103484154B (en) | Condensed water stripping stabilization of crude oil method and special purpose device thereof | |
RU2493898C1 (en) | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end | |
US2273412A (en) | Method of recovering hydrocarbons | |
US9714388B1 (en) | Method for recycling liquid waste | |
UA102510U (en) | METHOD OF SLOW COOKING OF OIL RESIDUES | |
US2781293A (en) | Absorption recovery of hydrocarbons | |
RU2393347C1 (en) | Oil treatment method | |
CN207079195U (en) | A kind of new tar distillation device | |
US2725337A (en) | Heater | |
RU2525910C1 (en) | Oil refining | |
NO179398B (en) | Procedure for fractionation of oil and gas in drains from petroleum deposits | |
RU2560491C1 (en) | High-viscosity oil treatment method | |
US2168683A (en) | Absorption process | |
RU2614452C1 (en) | Distillate production method | |
RU2658826C1 (en) | Motor fuel production method and installation | |
RU2525909C1 (en) | Oil refining | |
CN107760356A (en) | Based on the technique for improving petroleum refining fractionating efficiency | |
RU2548038C1 (en) | Oil refining method | |
RU2800096C1 (en) | Method for stabilizing gas condensate | |
RU2443669C1 (en) | Method of producing propane from ethane-propane fraction or hydrocarbon fractions and processing hydrocarbon material (hydrocarbon fractions) | |
RU2537176C1 (en) | Hydrocarbon fractions stabilisation method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171008 |