RU2557880C1 - Method of hydrocarbon gas preparation for transportation - Google Patents
Method of hydrocarbon gas preparation for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2557880C1 RU2557880C1 RU2014127456/06A RU2014127456A RU2557880C1 RU 2557880 C1 RU2557880 C1 RU 2557880C1 RU 2014127456/06 A RU2014127456/06 A RU 2014127456/06A RU 2014127456 A RU2014127456 A RU 2014127456A RU 2557880 C1 RU2557880 C1 RU 2557880C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stage
- gas
- separator
- cooling
- heat exchanger
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки продукции газоконденсатных месторождений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the processing of hydrocarbon gas using a low-temperature process, and can be used in field preparation processes for the production of gas condensate fields.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа в три ступени (см. «Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России», А.И. Гриценко, В.А. Истомин и др., М.: ОАО Издательство «Недра», 1999., стр. 378-379), включающий в себя подачу пластового газа в сепаратор первой ступени, подачу отсепарированного в первой ступени газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и редуцирующее устройство в сепаратор третьей ступени, подачу отсепарированного в третьей ступени газа последовательно через теплообменники второй и первой ступени охлаждения и отвод из сепараторов жидкости для дальнейшей подготовки.A known method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature separation (STS) of gas in three stages (see. "Collection and field preparation of gas in the northern fields of Russia", AI Gritsenko, VA Istomin and others, M .: Nedra Publishing House OJSC, 1999., pp. 378-379), which includes the formation gas supply to the first stage separator, the gas separated in the first stage through the heat exchanger of the first cooling stage to the second stage separator, and the gas supplied to the second stage through heat exchanger second tupeni cooling and reducing device in a third stage separator, feeding the separated gas to the third stage heat exchanger sequentially through the second and first-stage cooling and removal of liquid separators for further preparation.
Недостатком этого способа является невозможность обеспечения безнасосной транспортировки конденсата с установки и оптимального давления низкотемпературной сепарации при использовании в конце установки подготовки газа дожимной компрессорной станции, компримирующей газ от нескольких установок подготовки газа, с входным давлением, отличающимся от давления максимальной конденсации тяжелых углеводородов в низкотемпературном сепараторе.The disadvantage of this method is the impossibility of ensuring pump-free transportation of condensate from the unit and the optimal pressure of low-temperature separation when using a booster compressor station at the end of the gas treatment unit that compresses gas from several gas treatment units with an inlet pressure different from the maximum condensation pressure of heavy hydrocarbons in a low-temperature separator.
Наиболее близким аналогом, по сути, к предлагаемому техническому решению является способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией (см. Обеспечение эффективной эксплуатации валанжинских УКПГ после ввода ДКС и насосной станции подачи конденсата Уренгойского НГКМ / О.А. Николаев, О.П. Кабанов, Н.А. Цветков, И.В. Колинченко и др. / Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса, сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: «Издательский дом Недра», 2013. стр. 117-123), включающий подачу пластового газа в сепаратор первой ступени, компримирование и охлаждение отсепарированного в первой ступени газа, подачу газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и редуцирующее устройство в сепаратор третьей ступени, отвода из сепараторов жидкости для дальнейшей подготовки и транспортировки, подачу отсепарированного в третьей ступени газа в теплообменник второй ступени охлаждения, подачу газа из теплообменника второй ступени охлаждения в редуцирующее устройство и теплообменник первой ступени охлаждения и вывод газа из установки.The closest analogue, in fact, to the proposed technical solution is a method of preparing a gas-condensate mixture for transport by three-stage separation (see Ensuring the efficient operation of Valanginian gas treatment plants after commissioning of the compressor station and condensate pumping station of the Urengoysky gas condensate field / O. Nikolaev, O. P. Kabanov , N.A. Tsvetkov, I.V. Kolinchenko et al. / Priority areas of development of the Urengoy complex, collection of scientific papers / Gazprom dobycha Urengoy LLC. - M .: Nedra Publishing House, 2013. pp. 117-123 ), including the supply of layers gas to the separator of the first stage, compression and cooling of the gas separated in the first stage, gas supply through the heat exchanger of the first cooling stage to the separator of the second stage, supply of gas separated in the second stage through the heat exchanger of the second cooling stage and a reducing device to the separator of the third stage, removal from the separators liquids for further preparation and transportation, supply of gas separated in the third stage to the heat exchanger of the second cooling stage, gas supply from the heat exchanger and a second cooling stage in a reducing device and a heat exchanger of the first cooling stage and the output gas from the plant.
В этом способе за счет установления между теплообменниками по обратному потоку газа второго редуцирующего устройства обеспечивается оптимальное давление низкотемпературной сепарации и безнасосная транспортировка конденсата при входном давлении на установку ниже на 1,5 МПа, чем по первому способу.In this method, due to the establishment of a second reducing device between the heat exchangers in the reverse gas flow, the pressure of the low-temperature separation is optimal and the condensate is pumped off at an inlet pressure to the installation lower by 1.5 MPa than in the first method.
Недостатком этого способа является снижение энергоэффективности установки, так как при увеличении перепада давления на дросселе, который расположен между теплообменниками по обратному потоку газа, происходит сокращение рекуперации энергии в теплообменниках. Как следствие необходимо снижать выходное давление с установки и увеличивать степень сжатия на ДКС, на которую подается подготовленный газ, и увеличивать расход топливного газа. Кроме этого невозможно обеспечить перепад давления между входом на установку и низкотемпературным сепаратором до 0,5 МПа.The disadvantage of this method is to reduce the energy efficiency of the installation, since with an increase in the pressure drop across the throttle, which is located between the heat exchangers in the reverse gas flow, there is a reduction in energy recovery in the heat exchangers. As a result, it is necessary to reduce the outlet pressure from the installation and increase the compression ratio on the BCS to which the prepared gas is supplied, and increase the fuel gas consumption. In addition, it is impossible to provide a pressure differential between the inlet to the installation and the low-temperature separator up to 0.5 MPa.
Целью изобретения является повышение энергоэффективности процесса подготовки конденсатсодержащего газа путем многоступенчатого понижения давления на установке и равномерной загрузки теплообменников с обеспечением заданного давления максимальной конденсации тяжелых углеводородов в низкотемпературном сепараторе и выходного давления подготовленного к транспорту газа.The aim of the invention is to increase the energy efficiency of the process of preparation of condensate-containing gas by multi-stage pressure reduction at the installation and uniform loading of heat exchangers with a predetermined pressure of maximum condensation of heavy hydrocarbons in the low-temperature separator and the outlet pressure of the gas prepared for transport.
Поставленная цель достигается следующим образом. В способе подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией, включающем подачу пластового газа в сепаратор первой ступени, компримирование и охлаждение отсепарированного в первой ступени газа, подачу газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и редуцирующее устройство в сепаратор третьей ступени, отвода из сепараторов жидкости для дальнейшей подготовки и транспортировки, подачу отсепарированного в третьей ступени газа в теплообменник второй ступени охлаждения, подачу газа из теплообменника второй ступени охлаждения в редуцирующее устройство и теплообменник первой ступени охлаждения и вывод газа из установки, в отличие от прототипа установка дополнительно снабжена дросселем, которым понижается давления газа сепарации и обеспечивается дополнительное получение холода, вход которого соединен с выходом газа из низкотемпературного сепаратора, а выход дросселя соединен с входом в теплообменник Т-2.The goal is achieved as follows. In the method of preparing a gas-condensate mixture for transport by three-stage separation, including supplying formation gas to the first stage separator, compressing and cooling the gas separated in the first stage, supplying gas through a heat exchanger of the first cooling stage to the second stage separator, supplying gas separated in the second stage through the second stage heat exchanger cooling and reducing device into the separator of the third stage, removal of liquid from the separators for further preparation and transportation, supply the gas separated in the third stage into the heat exchanger of the second cooling stage, the gas supply from the heat exchanger of the second cooling stage to the reducing device and the heat exchanger of the first cooling stage and the gas outlet from the installation, in contrast to the prototype, the installation is additionally equipped with a throttle, which decreases the pressure of the separation gas and provides additional cold, the inlet of which is connected to the gas outlet from the low-temperature separator, and the outlet of the throttle is connected to the inlet to the T-2 heat exchanger.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежом.The invention is illustrated in the drawing.
На чертеже обозначены следующие элементы:The following elements are indicated in the drawing:
1 - трубопровод;1 - pipeline;
2 - сепаратор первой ступени;2 - a separator of the first stage;
3 - трубопровод;3 - pipeline;
4 - трубопровод;4 - pipeline;
5 - компрессор;5 - compressor;
6 - трубопровод;6 - pipeline;
7 - охладитель;7 - cooler;
8 - трубопровод;8 - pipeline;
9 - теплообменник первой ступени;9 - heat exchanger of the first stage;
10 - трубопровод;10 - pipeline;
11 - сепаратор второй ступени;11 - a separator of the second stage;
12 - трубопровод;12 - pipeline;
13 - трубопровод;13 - pipeline;
14 - теплообменник второй ступени;14 - heat exchanger of the second stage;
15 - трубопровод;15 - pipeline;
16 - редуцирующее устройство;16 - reducing device;
17 - трубопровод;17 - pipeline;
18 - сепаратор третей ступени;18 - separator of the third stage;
19 - трубопровод;19 - pipeline;
20 - трубопровод;20 - pipeline;
21 - редуцирующее устройство;21 - reducing device;
22 - трубопровод;22 - pipeline;
23 - трубопровод;23 - pipeline;
24 - редуцирующее устройство;24 - reducing device;
25 - трубопровод;25 - pipeline;
26 - трубопровод.26 - pipeline.
Продукцию газоконденсатных скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где из нее отделяют механические примеси, жидкие водную и углеводородную фазы. Жидкость с низа сепаратора первой ступени 2 по трубопроводу 3 отводят для дальнейшей подготовки, а отсепарированный газ по трубопроводу 4 отводят с верха сепаратора 2 и подают в компрессор 5.The products of gas condensate wells are fed through a pipeline 1 to a separator of the first stage 2, where mechanical impurities, liquid aqueous and hydrocarbon phases are separated from it. The liquid from the bottom of the separator of the first stage 2 is discharged through a pipe 3 for further preparation, and the separated gas is discharged through a pipe 4 from the top of the separator 2 and fed to the compressor 5.
После сжатия в компрессоре 5 газ подают по трубопроводу 6 в охладитель 7. После охлаждения в охладителе 7 газ подают по трубопроводу 8 для охлаждения в рекуперативный теплообменник первой ступени охлаждения 9. После охлаждения в теплообменнике 9 газожидкостную смесь для разделения газа и жидкости по трубопроводу 10 подают в сепаратор второй ступени 11, где из нее отделяют жидкую водную и углеводородную фазы. Жидкость с низа сепаратора второй ступени 11 по трубопроводу 12 отводят для дальнейшей подготовки, а отсепарированный газ по трубопроводу 13 отводят с верха сепаратора 11 и подают в рекуперативный теплообменник второй ступени 14. Далее этот газ подают по трубопроводу 15 для охлаждения за счет его расширения в редуцирующее устройство 16. Охлажденную газожидкостную смесь по трубопроводу 17 подают в сепаратор третьей ступени 18, где из нее отделяют жидкую водную и углеводородную фазы.After compression in the compressor 5, gas is supplied through a pipe 6 to a cooler 7. After cooling in a cooler 7, gas is supplied through a pipe 8 for cooling to a recuperative heat exchanger of the first cooling stage 9. After cooling in a heat exchanger 9, a gas-liquid mixture for separating gas and liquid is fed through a pipe 10 into the separator of the second stage 11, where liquid aqueous and hydrocarbon phases are separated from it. The liquid from the bottom of the separator of the second stage 11 is discharged through the pipeline 12 for further preparation, and the separated gas is discharged through the pipe 13 from the top of the separator 11 and fed to the regenerative heat exchanger of the second stage 14. Next, this gas is supplied through the pipe 15 for cooling due to its expansion into a reducing device 16. The cooled gas-liquid mixture through a pipe 17 is fed to the separator of the third stage 18, where liquid aqueous and hydrocarbon phases are separated from it.
Жидкость с низа сепаратора 18 по трубопроводу 19 отводят для дальнейшей подготовки, а газовую фазу с верха сепаратора 18 по трубопроводу 20 подают для охлаждения за счет его расширения в редуцирующее устройство 21. Далее этот газ по трубопроводу 22 подают для нагревания в теплообменник 14. Далее этот газ по трубопроводу 23 подают для охлаждения за счет его расширения в редуцирующее устройство 24. Охлажденный газ подают по трубопроводу 25 для нагревания в теплообменник 9 и далее по трубопроводу 26 на выход из установки.The liquid from the bottom of the separator 18 through the pipe 19 is diverted for further preparation, and the gas phase from the top of the separator 18 through the pipe 20 is supplied for cooling by expanding it into the reducing device 21. Then this gas is fed through the pipe 22 for heating to the heat exchanger 14. Then this gas is supplied through a pipe 23 for cooling by expanding it into a reducing device 24. The cooled gas is supplied through a pipe 25 for heating to a heat exchanger 9 and then through a pipe 26 to the exit of the installation.
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с прототипом были проведены промысловые исследования. На технологическую линию установки низкотемпературной сепарации (УКПГ-5В Уренгойского месторождения) подавали пластовую продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 4 млн. м3/сут. Давление на входе в установку составляло 4,0 МПа, а температура 18°C. После компрессора и ABO давление и температура составляли соответственно 4,5 5,0, 5,5, 6,0, 6,5 МПа и температура 35°С. В сепараторе третьей ступени поддерживались давление 4,0 МПа и температура минус 30°С. Давление на дросселе 21 по варианту 1 и 2 понижалось до уровня, при котором температура газа составляла соответственно до минус 40°С. По достижению этих температур производилось понижение давления на дросселе 24. Поверхность теплообмена у теплообменников принята равной 1290 м2, а коэффициент теплопередачи 180 Вт/(м2·K).To assess the effectiveness of the proposed method in comparison with the prototype were conducted field studies. The production line of the low-temperature separation unit (UKPG-5V of the Urengoy field) was supplied with 4 million m 3 / day of gas condensate field production. The pressure at the inlet to the installation was 4.0 MPa, and the temperature was 18 ° C. After the compressor and ABO, the pressure and temperature were 4.5, 5.0, 5.5, 6.0, 6.5 MPa and a temperature of 35 ° C, respectively. A pressure of 4.0 MPa and a temperature of minus 30 ° C were maintained in the third stage separator. The pressure on the throttle 21 according to option 1 and 2 was reduced to a level at which the gas temperature was respectively minus 40 ° C. Upon reaching these temperatures, pressure was reduced on the throttle 24. The heat exchange surface of the heat exchangers was taken to be 1290 m 2 and the heat transfer coefficient of 180 W / (m 2 · K).
Результаты проведенных исследований по обработке газоконденсатной смеси по прототипу и по предлагаемому техническому решению в двух вариантов термобарических параметров в сепараторе третьей ступени приведены в таблице 1.The results of studies on the processing of gas condensate mixtures according to the prototype and the proposed technical solution in two variants of thermobaric parameters in the third stage separator are shown in table 1.
В существующей технологии минимальное давление после компрессора, при котором обеспечивалась температура минус 30°С в сепараторе третьей ступени, составляло 5 МПа. Перепад давления между компрессором и сепаратором третьей ступени составил 1 МПа. Давление и температура газа на выходе из установки составляли соответственно 1,0 МПа и 26,2°С. При давлении 5,0 МПа температура обратного потока газа на входе в теплообменник 9 составила минус 38,7°С. Перепад давления между компрессором и выходом с установки равен 4 МПа.In the existing technology, the minimum pressure after the compressor, at which the temperature was minus 30 ° C in the third stage separator, was 5 MPa. The pressure drop between the compressor and the third stage separator was 1 MPa. The pressure and gas temperature at the outlet of the installation were 1.0 MPa and 26.2 ° C, respectively. At a pressure of 5.0 MPa, the temperature of the return gas flow at the inlet to the heat exchanger 9 was minus 38.7 ° C. The differential pressure between the compressor and the outlet of the unit is 4 MPa.
В предлагаемой новой технологии обеспечить температуру минус 30°С в сепараторе третьей ступени возможно при давлении после компрессора 4,5 МПа. Выходное давление газа с установки при этом составило 0,7 МПа, а температура 27,6°С. При давлении 4,5 МПа температура обратного потока газа на входе в теплообменник 9 составила минус 23,1°С. Перепад давления между компрессором и выходом с установки 3,8 МПа. При давлении после компрессора 5,0 МПа выходное давление газа с установки составило 1,3 МПа.In the proposed new technology, it is possible to provide a temperature of minus 30 ° С in the third stage separator at a pressure after the compressor of 4.5 MPa. The gas outlet pressure from the installation was 0.7 MPa, and the temperature was 27.6 ° C. At a pressure of 4.5 MPa, the temperature of the return gas flow at the inlet to the heat exchanger 9 was minus 23.1 ° C. The differential pressure between the compressor and the output from the installation of 3.8 MPa. At a pressure after the compressor of 5.0 MPa, the outlet gas pressure from the installation was 1.3 MPa.
Из полученных данных следует, что возможно эксплуатировать установку трехступенчатой сепарации с перепадом давления между компрессором и сепаратором третьей ступени до 0,5 МПа в сравнении с 1,0 МПа у прототипа. При одинаковых давлениях газа после компрессора предлагаемая схема обеспечивает давление на выходе с УКПГ на 0,2-03 МПа больше, чем прототип.From the data obtained it follows that it is possible to operate the installation of a three-stage separation with a pressure difference between the compressor and the separator of the third stage up to 0.5 MPa in comparison with 1.0 MPa of the prototype. At the same gas pressures after the compressor, the proposed circuit provides a pressure at the outlet of the gas treatment unit at 0.2-03 MPa more than the prototype.
Таким образом, по предлагаемой технологии на Уренгойском месторождении возможна эффективная установка подготовки конденсатсодержащего газа с использованием первых ступеней дожимных компрессорных станций сеноманских установок подготовки газа, что приведет к экономии капитальных и эксплуатационных затрат благодаря переносу на более поздний срок ввода вторых очередей дожимных компрессорных станций для сокращения их мощностей.Thus, according to the proposed technology, an efficient condensate-containing gas treatment unit is possible at the Urengoyskoye field using the first stages of booster compressor stations of the Cenomanian gas treatment plants, which will lead to savings in capital and operating costs due to the postponement of the second stages of booster compressor stations to reduce their capacities.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127456/06A RU2557880C1 (en) | 2014-07-04 | 2014-07-04 | Method of hydrocarbon gas preparation for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127456/06A RU2557880C1 (en) | 2014-07-04 | 2014-07-04 | Method of hydrocarbon gas preparation for transportation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2557880C1 true RU2557880C1 (en) | 2015-07-27 |
Family
ID=53762562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014127456/06A RU2557880C1 (en) | 2014-07-04 | 2014-07-04 | Method of hydrocarbon gas preparation for transportation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2557880C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1350447A1 (en) * | 1986-05-30 | 1987-11-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2092690C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-10-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method for preparing gas-condensate mixture to transportation |
| WO1999031447A2 (en) * | 1997-12-16 | 1999-06-24 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity |
| RU2294429C2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
| US7185514B2 (en) * | 2001-09-13 | 2007-03-06 | Technip France | Method and installation for fractionating gas derived from pyrolysis of hydrocarbons |
| WO2008079753A2 (en) * | 2006-12-21 | 2008-07-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and apparatus for reducing the heating value of liquefied natural gas |
-
2014
- 2014-07-04 RU RU2014127456/06A patent/RU2557880C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1350447A1 (en) * | 1986-05-30 | 1987-11-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2092690C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-10-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method for preparing gas-condensate mixture to transportation |
| WO1999031447A2 (en) * | 1997-12-16 | 1999-06-24 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity |
| US7185514B2 (en) * | 2001-09-13 | 2007-03-06 | Technip France | Method and installation for fractionating gas derived from pyrolysis of hydrocarbons |
| RU2294429C2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
| WO2008079753A2 (en) * | 2006-12-21 | 2008-07-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and apparatus for reducing the heating value of liquefied natural gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6629431B2 (en) | Conversion of waste heat of gas processing plant to electric power based on organic Rankine cycle | |
| RU2476789C1 (en) | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation | |
| CN103017480B (en) | Liquefaction system for producing LNG (liquefied Natural gas) by utilizing pressure energy of pipeline | |
| RU2609175C2 (en) | Method of updating operational installation for low-temperature gas separation | |
| US11097203B1 (en) | Low energy ejector desalination system | |
| CN102168905A (en) | Feed gas processing device for natural gas | |
| RU137211U1 (en) | INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS) | |
| RU70461U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT | |
| RU2532822C1 (en) | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower | |
| CN202024572U (en) | Natural gas feed gas processing device | |
| RU2557880C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transportation | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2321797C1 (en) | Method of preparing oil gas | |
| RU2507459C1 (en) | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage | |
| RU2294429C2 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
| RU2471979C2 (en) | Associated gas treatment method | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2627754C1 (en) | Method of hydrocarbon gas treatment for transportation | |
| CN106839650A (en) | Gas in natural gas recovery system and technique | |
| RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2509271C2 (en) | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas | |
| RU2587175C2 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| US1946580A (en) | Process of refrigerating and separating gaseous products |