RU2647301C9 - Газохимический кластер - Google Patents
Газохимический кластер Download PDFInfo
- Publication number
- RU2647301C9 RU2647301C9 RU2017118806A RU2017118806A RU2647301C9 RU 2647301 C9 RU2647301 C9 RU 2647301C9 RU 2017118806 A RU2017118806 A RU 2017118806A RU 2017118806 A RU2017118806 A RU 2017118806A RU 2647301 C9 RU2647301 C9 RU 2647301C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- unit
- ethane
- pipelines
- chemical
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 336
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 149
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 82
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 81
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 43
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims abstract description 30
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims abstract description 10
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 19
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 16
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 15
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 12
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 7
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 6
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 6
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SFROHDSJNZWBTF-UHFFFAOYSA-N butane;ethane;propane Chemical compound CC.CCC.CCCC SFROHDSJNZWBTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 210000003743 erythrocyte Anatomy 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N ethane;propane Chemical compound CC.CCC LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/26—Drying gases or vapours
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
- B01D2256/245—Methane
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/10—Single element gases other than halogens
- B01D2257/102—Nitrogen
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и развития окраинных регионов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей, газохимической и других отраслях промышленности. Газохимический кластер включает газодобывающее звено, газоперерабатывающее звено, газохимическое звено и газотранспортирующее звено. Извлеченные природные газы с содержанием этана менее 3-4 об.% объединяют в поток товарного топливного газа. Извлеченные природные газы с содержанием этана более 3-4 об.% объединяют в поток этансодержащего углеводородного газа, поступающий на предприятия газоперерабатывающего звена или направляемый под давлением в отдельный газопровод коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена. На предприятиях газоперерабатывающего звена поток этансодержащего углеводородного газа подвергают фракционированию с разделением на метан, этан, пропан и широкую фракцию легких углеводородов. При этом метан подают на газодобывающее звено для смешения с потоком товарного топливного газа. Этан, пропан и широкую фракцию легких углеводородов направляют под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена или используют в качестве сырья на установках пиролиза газохимического звена. Продукты реакции после печей пиролиза подвергают разделению на этилен и пропилен, подаваемые далее в качестве сырья на установки нефтехимического синтеза газохимического звена. Заявленное изобретение обеспечивает оптимальное использование извлеченного природного газа и комплексное экономическое развитие нескольких регионов. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и развития окраинных регионов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей, газохимической и других отраслях промышленности.
Основные разведанные и эксплуатирующиеся запасы природного газа расположены преимущественно в регионах Крайнего Севера и Западной Сибири со слаборазвитой экономикой и инфраструктурой, поэтому особенно остро стоит проблема рационального использования добываемого природного газа и возникающая при этом задача оптимальной взаимосвязи нескольких предприятий различных отраслей промышленности.
Известны многочисленные патенты, рассматривающие различные аспекты транспортировки и переработки природных углеводородных газов, однако все они в лучшем случае позволяют усовершенствовать лишь одну конкретную особенность этого сложного как в техническом, так и в экономическом отношении процесса.
Известен способ перекачки природного газа по газопроводу, заключающийся в засасывании компрессором из входного участка газопровода природного газа и нагнетании его через выходной участок газопровода к следующей компрессорной станции, при этом нагнетание природного газа осуществляют путем заполнения через входное отверстие замкнутого сосуда до достижения расчетного давления и последующего импульсного открытия выходного отверстия сосуда, сообщенного с выходным участком газопровода, причем величину давления в сосуде и время импульсного открытия выходного отверстия сосуда выбирают из условия формирования ударной волны в природном газе выходного участка газопровода (патент на изобретение RU №2392504 С1, МПК F04F 7/00, F04B 25/02, F17D 1/20, заявлен 25.03.2009, опубликован 20.06.2010). Недостатками данного изобретения являются:
1) невозможность его реализации в промышленных масштабах из-за отсутствия способа создания значительного давления в газопроводе для преодоления гидравлического сопротивления, так как при небольших размерах замкнутых сосудов с электроклапанами масса газа в них недостаточна для формирования ударной волны, а при больших размерах замкнутых сосудов с электроклапанами не будет происходить равномерный транспорт газа;
2) отсутствие у газа постоянной скорости со значением, соответствующим начальному отношению давлений в сосуде и выходном участке газопровода, т.к. скорость не является безразмерной величиной.
Известен способ транспортировки природного газа от места добычи к месту его использования путем закачки в полые емкости, размещенные в корпусе дирижабля, при этом часть добываемого природного газа используют в качестве топлива для создания движущей силы дирижабля, необходимой для доставки его воздушным путем потребителю, а при выпускании природного газа из дирижабля на месте его использования осуществляют его дросселирование с использованием избыточного давления для выработки энергии, необходимой для возврата дирижабля к месту добычи газопровода (заявка на изобретение RU №2001111354 А, МПК F17D 1/02, В64В 1/00, заявлена 26.04.2001, опубликована 20.02.2003). Основным недостатком данного изобретения является невозможность его реализации в промышленных масштабах.
Известен способ транспортировки природного газа по газопроводу в условиях вечной мерзлоты, включающий сжатие газа на компрессорной станции, регулирование его температуры после сжатия с помощью аппаратов воздушного охлаждения и последующую подачу газа в газопровод, с отключением аппаратов воздушного охлаждения и в газопровод подачей нагретого до температуры от 15 до 30°С газа при транспортировке газа в криолитозоне в период с октября по декабрь (патент на изобретение RU №2231710 С1, МПК F17D 1/00, заявлен 02.07.2003, опубликован 27.06.2004). Основным недостатком данного изобретения является отсутствие его адаптации к вариативности количественного и качественного состава природного газа, а также транспорт всего количества природного газа по газопроводу с потерей ценных компонентов природного газа при сжигании последнего в качестве топлива.
Известен способ транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу, включающий подачу его в магистральный трубопровод на первую и последующие компрессорные станции и выдачу потребителю через газоредуцирующие станции магистральных трубопроводов, при этом природный газ из магистрального трубопровода отбирают и разделяют на два потока, один из которых направляют в трубопровод высокого давления, а другой - в потребительский отвод, где газ предварительно охлаждают и очищают от капельной и твердой фракций, затем производят дальнейшее охлаждение до температуры ниже точки конденсации метана и отделение криогенной жидкости и направляют потребителю, из полученной криогенной жидкости отделяют метан от жидкой этан-пропан-бутановой фракции, которую возвращают в трубопровод высокого давления и далее в магистральный трубопровод, выделенный метан направляют в потребительский отвод, а газ, находящийся в трубопроводе высокого давления, предварительно дополнительно охлаждают, компримируют и возвращают в магистральный трубопровод газопровода (патент на изобретение RU №2294481, МПК F17D 1/02, заявлен 08.02.2006, опубликован 27.02.2007). Недостатками данного изобретения являются:
1) экономическая нецелесообразность формирования на протяжении всего магистрального газопровода для каждого потребителя с небольшими мощностями потребления природного газа самостоятельной системы извлечения этан-пропан-бутановой смеси из природного газа, используемого в качестве топлива;
2) экономическая нецелесообразность охлаждения всего потенциального топливного газа до температуры ниже точки конденсации метана для отделения от метана этан-пропан-бутановой смеси;
3) нерациональность отбора природного газа из магистрального трубопровода с разделением на два потока, один из которых возвращают в трубопровод высокого давления, а другой - в потребительский отвод.
Известен также способ подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки, в котором низкотемпературную сепарацию исходной смеси газообразных углеводородов проводят с выделением газовой фракции и нестабильного углеводородного конденсата и последующей стабилизацией углеводородного конденсата с выделением сжиженной пропан-бутановой фракции, при этом перед стабилизацией нестабильного углеводородного конденсата его подвергают деэтанизации, сжиженную пропан-бутановую фракцию подвергают каталитической дегидроциклодимеризации в двух последовательных реакторах, причем в первом реакторе преобразуют бутан, а во втором реакторе преобразуют пропан, с получением ароматических углеводородов и фракции газообразных углеводородов, которую компримируют и возвращают в поток газовой фракции на стадии низкотемпературной сепарации (патент на изобретение RU №2497929 С1, МПК C10G 5/00, С07С 15/00, С07С 7/09, С07С 2/00, заявлен 06.09.2012, опубликован 10.11.2013). Недостатками данного изобретения являются:
1) нецелесообразность полного извлечения из природного газа индивидуальных углеводородов, связанная с отсутствием в условиях Крайнего Севера потребности в сжиженных углеводородов на уровне нескольких сот миллионов нм3/год при многомиллиардных потоках природного газа;
2) вызванная существенной разницей по углеводородному составу затратность и создание многочисленных систем небольшой мощности для подготовки природного газа к транспортировке природного газа различных месторождений в условиях Крайнего Севера;
3) несоответствие экологическим требованиям к составу топлива каталитического получения компонентов автомобильных топлив преимущественно ароматического ряда.
Известен также способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий сепарацию газа дальних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, транспортировку газа для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин, сепарацию газа ближних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, введение в газовый поток предварительно отсепарированного газа с дальних кустов скважин, сепарацию смесевого газа, компримирование и охлаждение в две ступени смесевого газа, введение в газовый поток регенерированного абсорбента, выведение из газового потока насыщенного абсорбента на регенерацию, охлаждение смесевого газа и вывод его из установки, при этом температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°С (патент на изобретение RU №2587175 С2, МПК B01D 53/00, F25J 3/00, заявлен 18.11.2014, опубликован 10.06.2016). Недостатками данного изобретения являются:
1) выполнение многоступенчатой сепарации по принципу удаленности или близости кустов скважин к месту расположения сепарирующих устройств, а не по принципу состава газа;
2) отсутствие предложения по использованию продуктов, выделяющихся при регенерации абсорбента на различных ступенях сепарации.
Очевидно, что частные решения позволяют улучшить работу одного из предприятий, которые добывают, транспортируют или перерабатывают природный газ, но не обеспечивают оптимальную взаимосвязь нескольких предприятий различных отраслей промышленности. Подобную взаимосвязь может обеспечить только кластер из нескольких различных предприятий, объединенных прямыми и обратными технологическими связями.
Наиболее близок заявляемому изобретению кластер по переработке природного газа с извлечением гелия, включающий месторождение природного газа, содержащего гелий, с продуктивными скважинами, газоперерабатывающий завод с извлечением гелия из природного газа и магистральный газопровод между месторождением и заводом с рядом дожимных компрессорных станций и отводящих трубопроводов для подачи природного газа от магистрального трубопровода к турбинам дожимных компрессорных станций и промышленным и коммунальным потребителям природного газа в качестве топлива, при этом газоперерабатывающий завод соединен с хранилищами гелиевого концентрата дополнительным трубопроводом для возврата в хранилища избыточного количества гелиевого концентрата (патент на изобретение RU №2574243 С9, МПК B01D 53/00, заявлен 17.12.2014, опубликован 10.02.2016). Недостатком данного изобретения является извлечение из потока природного газа только гелия с одновременной потерей ценных углеводородов, которые будут сгорать с топливным газом.
При разработке заявляемого изобретения ставились задачи рационального использования природного газа разного качества, добываемого с различных горизонтов одного или нескольких месторождений отдаленных регионов Крайнего Севера и Западной Сибири, рационального извлечения из природного газа ценных компонентов и их переработки на предприятиях газохимии для обеспечения экономического развития отдаленных регионов и оптимальной транспортировки товарного топливного газа и иных видов продуктов внутренним и зарубежным потребителям.
Для решения поставленной задачи предлагается газохимический кластер, включающий газодобывающее звено, осваивающее куст из нескольких газоконденсатных месторождений, газоперерабатывающее звено, газохимическое звено и газотранспортирующее звено, при этом в газодобывающем звене природный газ извлекают из залежей сеноманского, валанжинского и ачимовского горизонтов, извлеченные природные газы с содержанием этана менее 3-4% об. объединяют в поток товарного топливного газа, поступающий под давлением в коридор магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, а извлеченные природные газы с содержанием этана более 3-4% об. объединяют в поток этансодержащего углеводородного газа, поступающий на предприятия газоперерабатывающего звена или направляемый под давлением в отдельный газопровод коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, на предприятиях газоперерабатывающего звена поток этансодержащего углеводородного газа подвергают фракционированию с разделением на метан, этан, пропан или смесь этана и пропана и широкую фракцию легких углеводородов, при этом метан подают на газодобывающее звено для смешения с потоком товарного топливного газа, этан, пропан или смесь этана и пропана и широкую фракцию легких углеводородов направляют под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций или используют в качестве сырья на установках пиролиза газохимического звена, где продукты реакции после печей пиролиза подвергают разделению на этилен и пропилен, подаваемые далее в качестве сырья на установки нефтехимического синтеза газохимического звена, а также парафиновые углеводороды, возвращаемые на рециркуляцию в печи пиролиза, или на этилен, пропилен или смесь этилена и пропилена и широкую фракцию легких углеводородов, направляемые под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, дожимные компрессорные станции, обеспечивающие перекачку соответствующих продуктов по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, обеспечивающего поступление, соответственно, товарного топливного газа, этансодержащего углеводородного газа, этилена и иных видов транспортируемых продуктов внутренним потребителям на всем протяжении коридора магистральных газопроводов, а также сжижение газообразных углеводородных продуктов в целях экспортирования в пунктах перегрузки этих продуктов на железнодорожный или морской транспорт.
При разработке изобретения учтено, что природный газ, добываемый на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, например Уренгойском, имеет на различных газодобывающих участках разное содержание этана и более тяжелых углеводородов. Природный газ верхнего сеноманского горизонта обычно имеет всего 0,2-0,3% об. этана и, поступая из различных скважин, может объединяться и закачиваться в общий трубопровод для непосредственного использования в качестве товарного топливного газа. Природный газ более низкого валанжинского горизонта и супернизкого ачимовского горизонта может содержать от 6 до 8% об. этана и до 2% об. пропана, причем по мере развития эксплуатации Уренгойского месторождения с переходом на еще более низкие юрские горизонты содержание этана может доходить до 12% об. Извлекать эти компоненты из этансодержащего углеводородного газа, являющиеся, с одной стороны, ценным сырьем для газохимической промышленности, а с другой стороны, снижающие теплотворную способность товарного топливного газа, целесообразно при содержании этана и пропана в газе более 3-4% об., причем для их извлечения из природного газа необходимо наличие газоперерабатывающего звена в виде большого предприятия или нескольких установок, размещенных непосредственно на месторождениях. В этом случае выделенный в газоперерабатывающем звене метан может далее объединяться в газодобывающем звене с потоком товарного топливного газа и далее транспортироваться под давлением в коридоре магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций.
На предприятиях газоперерабатывающего звена поток этансодержащего углеводородного газа подвергают фракционированию с разделением на метан, этан, пропан или смесь этана и пропана и широкую фракцию легких углеводородов, при этом метан подают на газодобывающее звено для смешения с потоком товарного топливного газа, а этан, пропан или смесь этана и пропана и широкая фракция легких углеводородов в зависимости от потребностей регионов, расположенных вблизи кластера, и экономической целесообразности могут далее использоваться по трем направлениям:
а) полученные углеводородные фракции поступают под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций к внешним потребителям, расположенным вне границ кластера для газохимической переработки;
б) полученные углеводородные фракции поступают в качестве сырья на установки пиролиза газохимического звена, продукты реакции которых после печей пиролиза подвергают разделению на этилен и пропилен, используемые далее в качестве сырья на установках нефтехимического синтеза газохимического звена, и парафиновые углеводороды, возвращаемые на рециркуляцию в печи пиролиза;
в) этилен и пропилен или смесь этилена и пропилена, полученные на установках пиролиза, и широкая фракция легких углеводородов поступают под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций и транспортируются для газохимической переработки к внешним потребителям, расположенным вне границ кластера и не имеющим собственных установок пиролиза.
Для повышения экономичности работы газохимического кластера в целом за счет рационального использования этана, пропана и иных углеводородных продуктов дожимные компрессорные станции, обеспечивающие перекачку соответствующих продуктов по всем газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре топливных магистральных газопроводов газотранспортирующего звена. Потребителей товарного топливного газа как в виде звеньев газохимического кластера, так и в виде внешних коммунальных и промышленных предприятий (котельные, электростанции и т.д.) также снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре топливных магистральных газопроводов газотранспортирующего звена. В случае дальнейшего экспорта товарного топливного газа (как правило, на концевом участке магистрального газопровода) предусматривают возможность сжижения газообразных углеводородных продуктов непосредственно в пунктах перегрузки этих продуктов в железнодорожный или морской транспорт в качестве конечного элемента кластера.
Целесообразно объединенный поток товарного топливного газа в газодобывающем звене формировать преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей сеноманского горизонта, с добавлением при необходимости природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов, а объединенный поток этансодержащего углеводородного газа в газодобывающем звене формировать преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов.
Целесообразно для транспортировки и преодоления гидравлического сопротивления товарный топливный и этансодержащий углеводородный газы по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена компримировать до давления 5,4-7,5 МПа дожимными компрессорными станциями, отстоящими друг от друга на расстоянии 100-150 км.
Целесообразно для экономии энергозатрат этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримировать до давления 5,0 МПа и далее транспортировать по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние до 400 км в газовой фазе.
Также целесообразно для экономии энергозатрат этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримировать до давления свыше 5,0 МПа и далее транспортировать по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние 1000-1200 км в критическом или сверхкритическом состоянии без использования дожимных компрессорных станций. При этом с позиции техники безопасности этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена в критическом или сверхкритическом состоянии необходимо транспортировать по газопроводам от газоперерабатывающего звена до газохимического звена или независимого потребителя, соответственно, вне коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена.
Целесообразно, чтобы этилен и пропилен, используемые в качестве сырья на установках нефтехимического синтеза газохимического звена, обеспечивали потребность региона расположения газодобывающего звена, газоперерабатывающего звена, газохимического звена и частично газотранспортирующего звена продукцией газохимии, в частности, для производства полимеров, спиртов, окиси этилена, на основе которой далее можно получить производные окиси этилена (гликоли и их эфиры, этаноламины, поверхностно-активные оксиэтилированные вещества), которые нашли широкое применение при добыче и переработке нефти, для очистки природных газов и газов нефтепереработки от воды, диоксида углерода, сероводорода, меркаптанов и других примесей.
Целесообразно при интерконтинентальной протяженности газохимического кластера (например, кластер Уренгой-Новороссийск охватывает часть Западной Сибири, Урала, Поволжья, центра и юга России) газоперерабатывающие и газохимические звенья распределять по его длине для обеспечения интенсивного экономического развития нескольких регионов за счет создания новых рабочих мест, стабилизации демографической ситуации и уменьшения вахтовых перевозок, развития и совершенствования социальной сферы.
На фиг. 1-3 представлены схемы этапов формирования газохимического кластера, включающие следующие обозначения:
100 - газодобывающее звено;
200 - газотранспортирующее звено;
300 - газоперерабатывающее звено;
400 - газохимическое звено;
1 - газоконденсатное месторождение;
2 - скважины добычи природного газа с содержанием этана менее 3-4% об.;
3 - скважины добычи природного газа с содержанием этана более 3-4% об.;
4 - установки первичной подготовки природного газа;
5 - коридор магистральных газопроводов;
6 - дожимные компрессорные станции;
7 - пункт перегрузки сжиженного товарного топливного газа;
8 - газопровод сжиженного товарного топливного газа;
9 - танкер для перевозки морским транспортом сжиженных углеводородных продуктов;
10 - дополнительный газопровод из потока товарного топливного газа в коридоре магистральных газопроводов 5 потребителям товарного топливного газа к внешним коммунальным и промышленным предприятиям населенных пунктов;
11 - населенные пункты с коммунальными и промышленными предприятиями;
12 - газопровод для перекачки этансодержащего углеводородного газа;
13 - дополнительный газопровод для передачи товарного топливного газа к дожимным компрессорным станциям для перекачки этансодержащего углеводородного газа;
14 - потребитель этансодержащего углеводородного газа;
15, 21 - газопровод подачи метана;
16 - газопровод для перекачки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше;
17 - дополнительный газопровод для передачи товарного топливного газа к дожимным компрессорным станциям для перекачки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше;
18 - пункт перегрузки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше;
19 - газопровод сжиженной фракции парафиновых углеводородов С2 и выше;
20 - газопровод фракции парафиновых углеводородов С2 и выше;
22 - транспорт товарных продуктов газохимического звена потребителям;
23 - газопровод для перекачки этилена;
24 - дополнительный газопровод к дожимным компрессорным станциям газопровода для перекачки этилена;
25 - пункт перегрузки этилена;
26 - транспорт этилена потребителям.
На фиг. 1 проиллюстрирована схема первого этапа формирования заявляемого газохимического кластера с получением и раздельной транспортировкой товарного топливного газа в сжиженном состоянии и этансодержащего углеводородного газа. Представленный газохимический кластер включает газодобывающее 100 и газотранспортирующее 200 звенья и функционирует следующим образом. На газоконденсатном месторождении 1 газодобывающего звена 100 осуществляют раздельный сбор извлеченного природного газа от скважин добычи природного газа с содержанием этана менее 3-4% об. 2, формируя поток товарного топливного газа, и скважин добычи природного газа с содержанием этана более 3-4% об. 3, формируя поток этансодержащего углеводородного газа, являющегося сырьем газохимии. Потоки товарного топливного газа и этансодержащего углеводородного газа раздельно обрабатывают на установках первичной подготовки природного газа 4, очищая от механических и иных примесей и компримируя для дальнейшей транспортировки. Товарный топливный газ из газодобывающего звена 100 поступает в коридор магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200, в котором при помощи дожимных компрессорных станций 6, отстоящих друг от друга на расстоянии 100-150 км, повышают давление газа до 5,4-7,5 МПа. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200. В концевой части коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200, как правило, в экспортных целях располагают пункт перегрузки сжиженного товарного топливного газа 7, включающий установку сжижения и хранилище сжиженного товарного топливного газа, из которого продукт через газопровод сжиженного товарного топливного газа 8 подают с помощью системы налива на танкер для перевозки морским транспортом сжиженных углеводородных продуктов 9. По длине коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 при помощи дополнительных газопроводов из потока товарного топливного газа в коридоре магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 потребителям топливного газа к внешним коммунальным и промышленным предприятиям населенных пунктов 10 товарный топливный газ передается в населенные пункты с коммунальными и промышленными предприятиями 11. Этансодержащий углеводородный газ после установок первичной подготовки природного газа 4 газодобывающего звена 100 поступает в газопровод для перекачки этансодержащего углеводородного газа 12 с системой дожимных компрессорных станций 6. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 при помощи дополнительного газопровода для передачи товарного топливного газа к дожимным компрессорным станциям газопровода для перекачки этансодержащего углеводородного газа 13. В концевой части газопровода для перекачки этансодержащего углеводородного газа 12 расположен потребитель этансодержащего углеводородного газа 14 с собственными газоперерабатывающими и газохимическими мощностями.
На фиг. 2 представлена схема второго этапа формирования газохимического кластера с газоперерабатывающим звеном и раздельной транспортировкой в сжиженном состоянии товарного топливного газа и фракции парафиновых углеводородов С2 и выше - газохимического сырья за пределами газохимического кластера. В данном случае функционирование газохимического кластера отличается от схемы на фиг. 1 следующим образом.
Этансодержащий углеводородный газ (4-12% об. этана) после установок первичной подготовки природного газа 4 газодобывающего звена 100 подают в газоперерабатывающее звено 300, где этан и более тяжелые углеводороды конденсируют и отделяют от метана, например, методом низкотемпературной ректификации при высоком давлении. Полученный метан по газопроводу подачи метана 15 из газоперерабатывающего звена 300 на газодобывающее звено 100 подается для смешения с товарным топливным газом и подачи в коридор магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 с системой дожимных компрессорных станций 6. Полученные в газоперерабатывающем звене 300 этан, пропан и более тяжелые углеводороды формируют фракцию парафиновых углеводородов С2 и выше, которую далее транспортируют в газопроводе для перекачки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 16 с системой дожимных компрессорных станций 6. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 посредством дополнительных газопроводов к дожимным компрессорным станциям газопровода для перекачки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 17. В концевой части газопровода для перекачки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 16, как правило, в экспортных целях располагают пункт перегрузки фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 18, включающий установку сжижения и хранилище сжиженной фракции парафиновых углеводородов С2 и выше, из которого через газопровод сжиженной фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 19 с помощью системы налива продукт подают в танкер для перевозки морским транспортом сжиженных углеводородных продуктов 9.
На фиг. 3 представлена схема третьего этапа формирования газохимического кластера с наличием всех четырех звеньев: газодобывающего звена, газоперерабатывающего звена, газохимического звена и газотранспортирующего звена с прямыми и обратными связями. В данном варианте функционирование газохимического кластера отличается от схемы на фиг. 2 следующим образом.
Полученные в газоперерабатывающем звене 300 этан, пропан и более тяжелые углеводороды покомпонентно или в виде широкой фракции легких углеводородов по системе газопроводов фракции парафиновых углеводородов С2 и выше 20 поступают в газохимическое звено 400, где на установках пиролиза подвергаются термическому разложению с образованием непредельных олефиновых и диеновых углеводородов (в первую очередь - этилена и пропилена), водорода и метана. Продукты реакции после печей пиролиза подвергают разделению, непрореагировавшие парафиновые углеводороды рециркулируют на установки пиролиза газохимического звена 400, метан возвращают по газопроводу подачи метана 21 из газохимического звена 400 на газоперерабатывающее звено 300, где смешивают с метаном, выделенным из этансодержащего углеводородного газа, далее по газопроводу подачи метана 15 объединенный поток поступает из газоперерабатывающего звена 300 на газодобывающее звено 100. На основе полученных непредельных углеводородов в газохимическом звене 400 на установках нефтехимического синтеза вырабатывают определенный ассортимент продуктов, необходимых, в первую очередь, регионам, где размещен газохимический кластер, например амины, используемые при очистке природного газа от сероводорода и диоксида углерода, гликоли, используемые в качестве антифриза, полиэтилен, полипропилен и др., и осуществляют транспорт товарных продуктов газохимического звена потребителям 22. Полученный в газохимическом звене 300 этилен транспортируют по газопроводу для перекачки этилена 23 с системой дожимных компрессорных станций 6. Товарный топливный газ в качестве топлива для газотурбинных установок дожимных компрессорных станций 6 подают из коридора магистральных газопроводов 5 газотранспортирующего звена 200 посредством дополнительных газопроводов к дожимным компрессорным станциям газопровода для перекачки этилена 24. В любой части газопровода для перекачки этилена 23 возможно расположение пункта перегрузки этилена 25, который может включать установку сжижения и хранилище сжиженного этилена и/или блок компримирования, откуда осуществляется транспорт этилена потребителям 26 с помощью железнодорожного или морского транспорта в сжиженном состоянии и/или через газопровод в критическом и сверхкритическом состояниях.
Пример 1. Реализация заявляемого изобретения согласно фиг. 3 возможна на действующих и разрабатываемых залежах Уренгойского месторождения, в рамках газохимического кластера представляющего собой газодобывающее звено, с использованием в качестве газотранспортирующего звена части действующего экспортного газопровода «Уренгой-Помары-Ужгород» для транспорта товарного топливного газа потребителям и этансодержащего углеводородного газа, поступающего на газоперерабатывающие и/или газохимические предприятия Урала, Поволжья и Центральной России. При определении эффективности внедрения данного решения были получены следующие значения: внутренняя норма доходности (ВНД) 14,5% и срок окупаемости 15 лет.
Таким образом, газохимический кластер обеспечивает оптимальное использование извлеченного природного газа и комплексное экономическое развитие нескольких регионов.
Claims (9)
1. Газохимический кластер, включающий газодобывающее звено, осваивающее куст из нескольких газоконденсатных месторождений, газоперерабатывающее звено, газохимическое звено и газотранспортирующее звено, при этом в газодобывающем звене природный газ извлекают из залежей сеноманского, валанжинского и ачимовского горизонтов, извлеченные природные газы с содержанием этана менее 3-4 об.% объединяют в поток товарного топливного газа, поступающий под давлением в коридор магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, а извлеченные природные газы с содержанием этана более 3-4 об.% объединяют в поток этансодержащего углеводородного газа, поступающий на предприятия газоперерабатывающего звена или направляемый под давлением в отдельный газопровод коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, на предприятиях газоперерабатывающего звена поток этансодержащего углеводородного газа подвергают фракционированию с разделением на метан, этан, пропан или смесь этана и пропана и широкую фракцию легких углеводородов, при этом метан подают на газодобывающее звено для смешения с потоком товарного топливного газа, этан, пропан или смесь этана и пропана и широкую фракцию легких углеводородов направляют под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций или используют в качестве сырья на установках пиролиза газохимического звена, где продукты реакции после печей пиролиза подвергают разделению на этилен и пропилен, подаваемые далее в качестве сырья на установки нефтехимического синтеза газохимического звена, а также парафиновые углеводороды, возвращаемые на рециркуляцию в печи пиролиза, или на этилен, пропилен или смесь этилена и пропилена и широкую фракцию легких углеводородов, направляемые под давлением в отдельные газопроводы коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена с системой дожимных компрессорных станций, дожимные компрессорные станции, обеспечивающие перекачку соответствующих продуктов по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, снабжают топливом по дополнительным газопроводам из потока товарного топливного газа, транспортируемого под давлением в коридоре магистральных газопроводов газотранспортирующего звена, обеспечивающего поступление, соответственно, товарного топливного газа, этансодержащего углеводородного газа, этилена и иных видов транспортируемых продуктов внутренним потребителям на всем протяжении коридора магистральных газопроводов, а также сжижение газообразных углеводородных продуктов в целях экспортирования в пунктах перегрузки этих продуктов на железнодорожный или морской транспорт.
2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что объединенный поток товарного топливного газа в газодобывающем звене формируют преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей сеноманского горизонта, с добавлением при необходимости природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов.
3. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что объединенный поток этансодержащего углеводородного газа в газодобывающем звене формируют преимущественно за счет природного газа, извлеченного из залежей валанжинского, ачимовского и юрского горизонтов.
4. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что товарный топливный и этансодержащий углеводородный газы газодобывающего звена для транспортировки по коридору магистральных газопроводов газотранспортирующего звена компримируют до давления 5,4-7,5 МПа дожимными компрессорными станциями, отстоящими друг от друга на расстоянии 100-150 км.
5. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримируют до давления 5,0 МПа и далее транспортируют по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние до 400 км в газовой фазе.
6. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена компримируют до давления свыше 5,0 МПа и далее транспортируют по газопроводам коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена на расстояние 1000-1200 км в критическом или сверхкритическом состоянии без использования дожимных компрессорных станций.
7. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что этан газоперерабатывающего звена и этилен газохимического звена в критическом или сверхкритическом состоянии транспортируют по газопроводам от газоперерабатывающего звена до газохимического звена или независимого потребителя, соответственно, вне коридора магистральных газопроводов газотранспортирующего звена.
8. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что этилен и пропилен, используемые в качестве сырья на установках нефтехимического синтеза газохимического звена, обеспечивают потребность региона расположения газодобывающего звена, газоперерабатывающего звена, газохимического звена и частично газотранспортирующего звена продукцией газохимии.
9. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что при интерконтинентальной протяженности газохимического кластера газоперерабатывающие и газохимические звенья кластера распределяют по его длине.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118806A RU2647301C9 (ru) | 2017-05-25 | 2017-05-25 | Газохимический кластер |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118806A RU2647301C9 (ru) | 2017-05-25 | 2017-05-25 | Газохимический кластер |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017106037 Substitution | 2017-02-22 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2647301C1 RU2647301C1 (ru) | 2018-03-15 |
| RU2647301C9 true RU2647301C9 (ru) | 2018-07-04 |
Family
ID=61629357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017118806A RU2647301C9 (ru) | 2017-05-25 | 2017-05-25 | Газохимический кластер |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2647301C9 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685099C1 (ru) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Производственный кластер |
| RU2705352C1 (ru) * | 2019-06-26 | 2019-11-06 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2715772C1 (ru) * | 2019-09-02 | 2020-03-03 | Владимир Александрович Чигряй | Газоперерабатывающий кластер |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3807422A (en) * | 1970-05-06 | 1974-04-30 | Jones R Mc | Charging sequence system and process |
| SU429576A3 (ru) * | 1969-09-09 | 1974-05-25 | Способ транспортировки промышленногогаза | |
| US4192655A (en) * | 1977-07-18 | 1980-03-11 | Caloric Gesellschaft Fur Apparatebau M.B.H. | Process and apparatus for the conveyance of real gases |
| SU1773294A3 (ru) * | 1990-02-05 | 1992-10-30 | Ahtohob-Дpужиhиh Bиtaлий Пabлobич | Способ транспортирования природного газа по газопроводу 2 |
| US6053007A (en) * | 1997-07-01 | 2000-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component |
| RU2231710C1 (ru) * | 2003-07-02 | 2004-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ транспортировки газа по газопроводу |
| RU2294481C1 (ru) * | 2006-02-08 | 2007-02-27 | Юрий Олегович Чаплыгин | Способ транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу |
| RU2497929C1 (ru) * | 2012-09-06 | 2013-11-10 | Андрей Юрьевич Беляев | Способ подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки |
| RU2570795C1 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Газоперерабатывающий и газохимический комплекс |
| RU2574243C9 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-12-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Кластер по переработке природного газа с извлечением гелия |
-
2017
- 2017-05-25 RU RU2017118806A patent/RU2647301C9/ru active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU429576A3 (ru) * | 1969-09-09 | 1974-05-25 | Способ транспортировки промышленногогаза | |
| US3807422A (en) * | 1970-05-06 | 1974-04-30 | Jones R Mc | Charging sequence system and process |
| US4192655A (en) * | 1977-07-18 | 1980-03-11 | Caloric Gesellschaft Fur Apparatebau M.B.H. | Process and apparatus for the conveyance of real gases |
| SU1773294A3 (ru) * | 1990-02-05 | 1992-10-30 | Ahtohob-Дpужиhиh Bиtaлий Пabлobич | Способ транспортирования природного газа по газопроводу 2 |
| US6053007A (en) * | 1997-07-01 | 2000-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component |
| RU2231710C1 (ru) * | 2003-07-02 | 2004-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ транспортировки газа по газопроводу |
| RU2294481C1 (ru) * | 2006-02-08 | 2007-02-27 | Юрий Олегович Чаплыгин | Способ транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу |
| RU2497929C1 (ru) * | 2012-09-06 | 2013-11-10 | Андрей Юрьевич Беляев | Способ подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки |
| RU2570795C1 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Газоперерабатывающий и газохимический комплекс |
| RU2574243C9 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-12-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Кластер по переработке природного газа с извлечением гелия |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685099C1 (ru) * | 2018-11-06 | 2019-04-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Производственный кластер |
| RU2705352C1 (ru) * | 2019-06-26 | 2019-11-06 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2647301C1 (ru) | 2018-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2648077C1 (ru) | Газохимический комплекс | |
| RU2647301C9 (ru) | Газохимический кластер | |
| RU2570795C1 (ru) | Газоперерабатывающий и газохимический комплекс | |
| US20140001097A1 (en) | Process for the recovery of crude | |
| RU2629047C1 (ru) | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа | |
| CN103880577B (zh) | 用于甲醇制丙烯及甲醇制烯烃的反应产物分离系统 | |
| US4027688A (en) | Transportation of fossil fuel materials | |
| WO2012073618A1 (ja) | Ｌｐｇ留分回収装置 | |
| Dawe | Hydrate technology for transporting natural gas | |
| RU2670433C1 (ru) | Газохимическое производство этилена и пропилена | |
| RU2574243C9 (ru) | Кластер по переработке природного газа с извлечением гелия | |
| RU2652028C1 (ru) | Нефтегазохимический кластер | |
| RU2560406C2 (ru) | Способ переработки природных газов | |
| RU2547855C2 (ru) | Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа и система для его осуществления | |
| RU2443851C1 (ru) | Комплекс оборудования для отработки газовых месторождений | |
| RU2635799C1 (ru) | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения | |
| RU2685099C1 (ru) | Производственный кластер | |
| RU104860U1 (ru) | Технологический комплекс для переработки попутного нефтяного газа | |
| Aljamali et al. | Review on chemical separation of crude oil and analysis of its components | |
| RU2715772C1 (ru) | Газоперерабатывающий кластер | |
| CN106938170B (zh) | 一种钴基固定床费托合成弛放气的处理装置及处理方法 | |
| RU66491U1 (ru) | Установка для переработки попутного нефтяного газа | |
| RU2771006C1 (ru) | Комплекс переработки в газохимическую продукцию углеводородного сырья месторождений, расположенных в сложных климатических условиях | |
| JP4673597B2 (ja) | 原油およびジメチルエーテルの同時輸送方法 | |
| RU2523315C2 (ru) | Установка утилизации попутного нефтяного газа (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 8-2018 FOR INID CODE(S) D N |
|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181129 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |