RU2685099C1 - Production cluster - Google Patents

Production cluster Download PDF

Info

Publication number
RU2685099C1
RU2685099C1 RU2018138985A RU2018138985A RU2685099C1 RU 2685099 C1 RU2685099 C1 RU 2685099C1 RU 2018138985 A RU2018138985 A RU 2018138985A RU 2018138985 A RU2018138985 A RU 2018138985A RU 2685099 C1 RU2685099 C1 RU 2685099C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
natural gas
field
hydrocarbons
production
Prior art date
Application number
RU2018138985A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Анатольевич Мнушкин
Original Assignee
Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Игорь Анатольевич Мнушкин filed Critical Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority to RU2018138985A priority Critical patent/RU2685099C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2685099C1 publication Critical patent/RU2685099C1/en

Links

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

Abstract

FIELD: technological processes.SUBSTANCE: invention relates to the field of rational use of natural resources and can be used in gas production, gas processing and gas chemical industries. Production cluster includes at least two gas and / or gas condensate deposits, complex gas treatment plant at each of the deposits directly or on the coast, liquefied natural gas (LNG) production plant, system of main pipelines with booster pumping stations. Gas and / or gas condensate mixes with different content of acid impurities and hydrocarbons Cand higher. First gas natural gas is supplied via main pipeline to LNG production plant. Natural gas of the second deposit is sent via the main pipeline. During the fall of production of the first deposit, part of natural gas of the second deposit is supplied to the LNG plant, thus ensuring compliance of the requirements for the composition of natural gas supplied to the LNG plant. Hydrogen sulphide is used to obtain elemental sulfur. Hydrocarbons Cand higher is pumped into natural gas of the second deposit before its sending along the main pipeline.EFFECT: invention solves the problem of rational use of resources of natural gas deposits, gas condensate and oil deposits, forming hydrocarbon gas streams of different quality, rational extraction of valuable components from hydrocarbon gas and variability of their processing with optimal transportation of natural gas and other products to consumers.12 cl, 1 dwg, 3 tbl

Description

Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей и газохимической отраслях промышленности.The invention relates to the field of rational use of natural resources and can be used in gas production, gas processing and gas chemical industries.

Месторождения природного газа и газового конденсата находятся преимущественно в регионах со слаборазвитой экономикой и инфраструктурой, поэтому особенно остро стоит проблема перспективного рационального их использования, осложняемая вопросом налаживания оптимальной взаимосвязи между несколькими предприятиями различных отраслей промышленности, обеспечивающих транспорт и переработку продукции этих месторождений.The fields of natural gas and gas condensate are mainly located in regions with a poorly developed economy and infrastructure; therefore, the problem of their prospective rational use is especially acute, complicated by the issue of establishing an optimal relationship between several enterprises of various industries that provide transportation and processing of products from these fields.

Решению этой проблемы не способствует и тот факт, что природный газ месторождений существенно отличается по своему составу. Некоторые природные газы содержат до 95-98 % метана и незначительные концентрации его гомологов (0,1-2 %), а также неуглеводородные составляющие: сероводород, углекислый газ, аргон, гелий, водород - подобные природные газы требуют минимальной подготовки для получения товарного топливного газа. Наряду с этим встречаются месторождения природного газа, содержащего 80-90 % метана и существенное количество неуглеводородных компонентов, в первую очередь сероводорода (до 1-5 %) и углекислого газа (до 10-15 %), которые требуют удаления. Составы газов газоконденсатных месторождений, в отличие от газовых, дифференцируются как в пределах пласта, так и по глубине пластов, при этом изменение концентраций компонентов в смеси функционально связано с газоконденсатным фактором, наличием нефтяных оторочек, литологическими особенностями вмещающих пород, трещиноватостью и другими нарушениями. Газы таких месторождений содержат 75-88 % метана, 10-14 % высокомолекулярных углеводородов, которые являются ценным сырьем нефте-газохимической промышленности, а также значительные количества азота, сероводорода и углекислого газа. В связи с этим газы газоконденсатных месторождений требуют не только очистки от нежелательных примесей, но и разделения на фракции. Одновременно возникает проблема оптимальной транспортировки к потребителям вырабатываемых продуктов.The fact that natural gas from deposits is significantly different in composition does not contribute to the solution of this problem. Some natural gases contain up to 95-98% of methane and minor concentrations of its homologues (0.1-2%), as well as non-hydrocarbon constituents: hydrogen sulfide, carbon dioxide, argon, helium, hydrogen — such natural gases require minimal preparation for the production of commercial fuel. gas. Along with this, there are deposits of natural gas containing 80-90% methane and a significant amount of non-hydrocarbon components, primarily hydrogen sulfide (up to 1-5%) and carbon dioxide (up to 10-15%), which require removal. The gas compositions of gas condensate fields, as opposed to gas, are differentiated both within the reservoir and the depth of the reservoir, while the change in the concentrations of components in the mixture is functionally related to the gas condensate factor, the presence of oil rims, lithological features of the host rocks, fracturing and other violations. Gases of such deposits contain 75-88% of methane, 10-14% of high-molecular-weight hydrocarbons, which are valuable raw materials in the petrochemical industry, as well as significant amounts of nitrogen, hydrogen sulfide and carbon dioxide. In this regard, the gases of gas condensate fields require not only purification from undesirable impurities, but also separation into fractions. At the same time, there is a problem of optimal transportation of products to consumers.

Известны многочисленные патенты, рассматривающие различные аспекты переработки и транспортировки природных газов, однако все они в лучшем случае позволяют усовершенствовать лишь одну конкретную особенность этой сложной как в техническом, так и в экономическом отношении системы.There are numerous patents that deal with various aspects of the processing and transportation of natural gases, but all of them at best allow us to improve only one specific feature of this complex system, both technically and economically.

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 С1, МПК F17D 1/02, заявлен 08.02.2006 г., опубликован 27.02.2007 г.). Недостатками данного изобретения являются:There is a method of transporting natural gas through the trunk pipeline, which includes supplying it to the main pipeline to the first and subsequent compressor stations and delivering to the consumer through the gas-reducing stations main pipelines, while natural gas from the main pipeline is taken and divided into two streams, one of which is sent to the pipeline high pressure, and the other - in the consumer outlet, where the gas is pre-cooled and cleaned of droplet and solid fractions, then produce yes Cooling to a temperature below the methane condensation point and separating the cryogenic liquid are sent to the consumer, methane is separated from the resulting cryogenic liquid from the liquid ethane-propane-butane fraction, which is returned to the high pressure pipeline and then to the main pipeline, the separated methane is sent to the consumer outlet, and the gas in the high-pressure pipeline is pre-additionally cooled, compressed and returned to the gas pipeline’s main pipeline (patent for invention R U No. 2294481 C1, IPC F17D 1/02, declared February 8, 2006, published February 27, 2007). The disadvantages of this invention are:

1) экономическая нецелесообразность формирования для каждого потребителя с небольшими мощностями потребления природного газа самостоятельной системы извлечения этан-пропан-бутановой смеси из природного газа, используемого в качестве топлива на всем протяжении магистрального трубопровода;1) the economic inexpediency of forming for each consumer with a small power consumption of natural gas an independent system for extracting ethane-propane-butane mixture from natural gas used as fuel throughout the main pipeline;

2) охлаждение всего объема потенциального топливного газа до температуры ниже точки конденсации метана для отделения этан-пропан-бутановой смеси;2) cooling the entire volume of the potential fuel gas to a temperature below the methane condensation point to separate the ethane-propane-butane mixture;

3) нерациональный отбор природного газа из магистрального трубопровода с разделением на два потока, один из которых возвращают в трубопровод высокого давления, а другой - в потребительский отвод, поскольку возвращение газа в трубопровод высокого давления невозможно без его дополнительного компримирования.3) irrational selection of natural gas from the main pipeline with division into two streams, one of which is returned to the high-pressure pipeline and the other to the consumer outlet, since returning the gas to the high-pressure pipeline is impossible without its additional compression.

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 г., опубликован 10.11.2013 г.). Недостатками данного изобретения являются:There is also known a method of preparing a mixture of gaseous hydrocarbons for transportation, in which low-temperature separation of the initial mixture of gaseous hydrocarbons is carried out with separation of the gas fraction and unstable hydrocarbon condensate and subsequent stabilization of the hydrocarbon condensate with separation of the liquefied propane-butane fraction, while de-ethanizing it before stabilizing the unstable hydrocarbon condensate. , liquefied propane-butane fraction is subjected to catalytic dehydrocyclodim in the first reactor, butane is converted in the first reactor, and propane is converted in the second reactor to produce aromatic hydrocarbons and hydrocarbon gas fractions, which are compressed and returned to the gas fraction at the low-temperature separation stage (patent for invention RU No. 2497929 C1, IPC C10G 5/00, C07C 15/00, C07C 7/09, C07C 2/00, announced September 6, 2012, published on 10.11.2013. The disadvantages of this invention are:

1) нецелесообразность полного извлечения из природного газа индивидуальных высокомолекулярных углеводородов (пропана и бутана), связанная с ограниченным количеством потребителей продуктов дегидроциклодимеризации;1) the inexpediency of the complete extraction from natural gas of individual high-molecular hydrocarbons (propane and butane), associated with a limited number of consumers of dehydrocyclo-dimerization products;

2) вызванное существенной разницей в углеводородном составе затратное создание многочисленных систем небольшой мощности для подготовки природного газа к транспортировке природного газа различных месторождений;2) the costly creation of numerous small-capacity systems for the preparation of natural gas for the transportation of natural gas from various fields, caused by a significant difference in the hydrocarbon composition;

3) несоответствие экологическим требованиям к составу топлива каталитически полученных компонентов автомобильных топлив преимущественно ароматического ряда.3) the discrepancy between the environmental requirements for the composition of the fuel of the catalytically obtained components of automobile fuels for the predominantly aromatic series.

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 г., опубликован 10.06.2016 г.). Недостатками данного изобретения являются: There is also known a method of preparing hydrocarbon gas for transport, including the separation of gas from distant well clusters, the introduction of regenerated absorbent into the gas stream after separation, removal of moisture-saturated absorbent from the gas stream, transportation of gas for further preparation together with gas from nearby well clusters, separation of gas from nearby wells wells , the introduction of the regenerated absorbent into the gas stream after separation, the removal of the moisture-saturated absorbent from the gas stream, the introduction into the gas stream of pre dividing gas from distant wellbores, mixing gas separation, compressing and cooling in two stages of mixed gas, introducing regenerated absorbent into the gas flow, removing the saturated absorbent from the gas flow to regeneration, cooling the mixed gas and removing it from the installation, while the point temperature dew of the transported gas is provided below the temperature of the transported gas by 7-12 ° С (patent for invention RU No. 2587175 С2, IPC B01D 53/00, F25J 3/00, declared on 18.11.2014, published on 10.06.2016). The disadvantages of this invention are:

1) выполнение многоступенчатой сепарации по принципу удаленности кустов скважин от места расположения сепарирующих устройств, а не по принципу состава газа;1) performing multi-stage separation according to the principle of remoteness of well clusters from the location of the separation devices, and not according to the principle of gas composition;

2) ввод регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации и вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока, соответствующие принципу одноступенчатой абсорбции, что не обеспечивает глубокой осушки углеводородного газа;2) the input of the regenerated absorbent into the gas stream after separation and the withdrawal of moisture-saturated absorbent from the gas stream, corresponding to the principle of single-stage absorption, which does not provide a deep drying of hydrocarbon gas;

3) отсутствие решения вопроса использования продуктов, выделяющихся при регенерации абсорбента на различных ступенях сепарации;3) the lack of a solution to the use of products released during the regeneration of the absorbent at different stages of separation;

4) отсутствие возможности очистки углеводородного газа от примесей сероводорода и диоксида углерода.4) the inability to clean the hydrocarbon gas from hydrogen sulphide and carbon dioxide impurities.

Очевидно, что частные решения позволяют улучшить работу одного из предприятий добычи, транспорта или переработки природного газа, но не обеспечивают оптимальную взаимосвязь между несколькими предприятиями различных отраслей. Подобную взаимосвязь может обеспечить только кластер из разных предприятий, объединенных прямыми и обратными технологическими связями. Obviously, private solutions can improve the work of one of the enterprises producing, transporting or processing natural gas, but do not provide an optimal relationship between several enterprises of different industries. Such a relationship can provide only a cluster of different enterprises, united by direct and reverse technological links.

Известен 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 г., опубликован 10.02.2016 г.). Недостатками данного изобретения являются:A known cluster for the processing of natural gas with helium extraction, including a natural gas field containing helium with productive wells, a gas processing plant with helium extraction from natural gas and a main gas pipeline between the field and the plant with a number of booster compressor stations and outlet pipelines for supplying natural gas from the main pipeline to the turbines of the booster compressor stations and industrial and municipal consumers of natural gas as fuel, while The gas processing plant is connected to the helium concentrate storages with an additional pipeline for returning excess amounts of helium concentrate to the storages (patent for invention RU No. 2574243 C9, IPC B01D 53/00, announced on December 17, 2014, published on 02.02.2016). The disadvantages of this invention are:

1) целесообразность кластера лишь при достаточно высокой концентрации гелия в природном газе и незначительном содержании неорганических примесей (азота, сероводорода, диоксида углерода), поскольку содержание этих примесей на уровне 10-15 % пропорционально удорожает перекачку природного газа по магистральному газопроводу между месторождением и заводом с рядом дожимных компрессорных станций;1) the cluster is expedient only at a sufficiently high helium concentration in natural gas and a low content of inorganic impurities (nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide), since the content of these impurities at the level of 10-15% proportionally increases the cost of pumping natural gas through the main gas pipeline between the field and the plant near booster compressor stations;

2) функционирование только в регионе, содержащем месторождения природного газа, т.к. при наличии в регионе газоконденсатных месторождений потребуется строительство новых самостоятельных промышленных объектов для переработки газового конденсата и транспортировки исходного сырья и конечных продуктов переработки.2) functioning only in a region containing natural gas fields, since If there are gas condensate fields in the region, new independent industrial facilities will be required to process gas condensate and transport raw materials and final products.

Известен также газохимический кластер, включающий 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 (патент на изобретение RU № 2647301 С1, МПК B01D 53/00, заявлен 25.05.2017 г., опубликован 15.03.2018 г.). Недостатками данного изобретения являются:A gas chemical cluster is also known, including a gas producing unit, a gas processing unit, a gas chemical unit and a gas transporting unit, and extracted natural gases with an ethane content of less than 3-4 vol. % unite in the flow of commercial fuel gas, extracted natural gases with an ethane content of more than 3-4 vol. % unite into a stream of ethane-containing hydrocarbon gas entering the gas processing unit enterprises or pressured into a separate gas pipeline of the gas pipeline trunk pipeline corridor, at the gas processing unit enterprises the ethane-containing hydrocarbon gas stream is subjected to fractionation into methane, ethane, propane and a wide fraction of hydrocarbons while methane is fed to the gas production unit for mixing with the flow of commercial fuel gas, ethane, propane A wide fraction of light hydrocarbons is sent under pressure to individual gas pipelines of the gas pipeline corridor of the gas transporting link or used as a raw material in the pyrolysis unit of the gas-chemical unit, the reaction products after the pyrolysis furnaces are subjected to separation into ethylene and propylene, fed further as raw material to the petrochemical synthesis unit of the gas-chemical unit ( patent for invention RU No. 2647301 C1, IPC B01D 53/00, declared on 05/25/2017, published on 03.03.2018). The disadvantages of this invention are:

1) функционирование только в регионе, содержащем газоконденсатные месторождения, т.к. при наличии в регионе месторождений природного газа потребуется строительство новых самостоятельных промышленных объектов для переработки природного газа и организация транспортировки для этих объектов исходного сырья и конечных продуктов переработки;1) functioning only in the region containing gas condensate fields, since if there are natural gas deposits in the region, it will be necessary to build new independent industrial facilities for processing natural gas and organizing transportation of raw materials and finished products for these facilities;

2) транспортирование топливного природного газа с низким содержанием этана под давлением в коридоре магистральных газопроводов газотранспортирующего звена в газовой фазе, приводящее к увеличению диаметра газопровода по сравнению, например, с транспортом сжиженного газа, имеющего плотность в 10-20 раз больше;2) transportation of fuel natural gas with low ethane content under pressure in the corridor of gas pipelines of the gas transportation link in the gas phase, leading to an increase in the diameter of the gas pipeline compared to, for example, transport of liquefied gas having a density of 10-20 times;

3) дорогостоящий коридор магистральных газопроводов газотранспортирующего звена;3) expensive corridor of gas pipelines of the gas transmission link;

4) сжижение газообразных углеводородных продуктов в целях перегрузки продуктов на железнодорожный или морской транспорт, что требует включения в состав кластера дополнительных самостоятельных производств, не связанных напрямую с газоперерабатывающим и газохимическим звеньями.4) liquefaction of gaseous hydrocarbon products for the purpose of transshipment of products to rail or sea transport, which requires the inclusion of additional independent productions into the cluster that are not directly connected with the gas processing and gas chemical units.

При разработке заявляемого изобретения ставилась задача рационального использования ресурсов месторождений природного газа, газоконденсатных и нефтяных месторождений, формирующих потоки углеводородного газа разного качества, рационального извлечения из углеводородного газа ценных компонентов и вариативности их переработки с оптимальной транспортировкой товарного топливного газа и иной продукции внутренним и зарубежным потребителям.During the development of the claimed invention, the task was to rationally use the resources of natural gas fields, gas condensate and oil fields, which form hydrocarbon gas streams of different quality, rational extraction of valuable components from hydrocarbon gas and the variability of their processing with optimal transportation of marketable fuel gas and other products to domestic and foreign consumers.

Для решения поставленной задачи предлагается производственный кластер, включающий, по крайней мере, два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, предназначенную для разделения добываемой на месторождениях газоконденсатной смеси на природный газ и стабильный конденсат, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ), систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом на месторождениях добывают газовые и/или газоконденсатные смеси с разным содержанием кислых примесей и углеводородов С2 и выше: природный газ первого месторождения подают через магистральный трубопровод на завод по производству СПГ с дальнейшей отгрузкой потребителям или на экспорт, а природный газ второго месторождения отправляют потребителям или на экспорт по магистральному трубопроводу, во время падения добычи первого месторождения на завод по производству СПГ подают часть природного газа второго месторождения, обеспечивая соответствие требований, предъявляемых к составу поступающего на завод по производству СПГ природного газа, путем дооборудования УКПГ второго месторождения установкой очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов, углекислый газ сбрасывают в атмосферу и/или закачивают во второе месторождение, сероводород используют для получения элементарной серы, а углеводороды С2 и выше закачивают в природный газ второго месторождения перед его отправкой потребителям и/или на экспорт по магистральному трубопроводу.To solve this task, a production cluster is proposed that includes at least two gas and / or gas condensate fields, an integrated gas treatment unit (GPP) at each of the fields directly or on the coast, designed to separate the gas condensate mixture produced in the fields and stable condensate, a plant for the production of liquefied natural gas (LNG), a system of trunk pipelines with booster pumping stations, while at the fields extract gas and / or gas condensate mixtures with different contents of acidic impurities and hydrocarbons C 2 or higher: natural gas of the first field is fed through a pipeline conduit in a LNG plant with subsequent shipment to customers or for export, and natural gas is the second field is sent to customers or for export through the trunk pipeline, during the fall in production of the first field, a part of the natural gas of the second field is supplied to the LNG plant, ensuring compliance with applied to the composition of natural gas supplied to the LNG production plant, by addition of the second field's equipment to the second field of the second oil treatment plant to remove acidic impurities and heavy hydrocarbons, carbon dioxide is discharged into the atmosphere and / or pumped to the second field, hydrogen sulfide is used to obtain elemental sulfur, and hydrocarbons C 2 and above is pumped into the natural gas of the second field before it is shipped to consumers and / or exported via a trunk pipeline.

Полезно теплотворную способность получаемого СПГ обеспечивать путем регулирования расхода природного газа второго месторождения или степени извлечения углеводородов С2 и выше из природного газа второго месторождения на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов.It is useful to provide the calorific value of the LNG produced by controlling the consumption of natural gas from the second field or the degree of extraction of hydrocarbons C 2 and higher from natural gas from the second field at the purification plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons.

Целесообразно на установке очистки от кислых компонентов и тяжелых углеводородов для удаления кислых компонентов использовать раствор аминового абсорбента при относительно высокой концентрации кислых компонентов и мембранные устройства при относительно низкой концентрации кислых компонентов.It is advisable to use a solution of amine absorbent at a relatively high concentration of acidic components and membrane devices with a relatively low concentration of acidic components at the cleaning plant from acidic components and heavy hydrocarbons to remove acidic components.

Также на установке очистки от кислых компонентов и тяжелых углеводородов целесообразно использовать низкотемпературные процессы ректификации для выделения углеводородов С2 и выше. Для расширения ассортимента вырабатываемой продукции выделенные углеводороды С2 и выше можно разделять на этан, подвергаемую далее сжижению с получением сжиженных углеводородных газов (СУГи) пропан-бутановую фракцию и пентан-гексановую фракцию, при этом этан объединяют с природным газом второго месторождения, СУГи отгружают в качестве товарного продукта, а пентан-гексановую фракцию объединяют со стабильным конденсатом УКПГ второго месторождения. Выделенный этан можно также подавать, например, в сверхкритическом состоянии, по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в качестве сырья установок пиролиза для получения непредельных углеводородов, на основе которых могут быть получены полимерные материалы, спирты, гликоли, алкилаты и другие продукты газо- и нефтехимии.Also at the cleaning plant from acidic components and heavy hydrocarbons, it is advisable to use low-temperature rectification processes to isolate C 2 and higher hydrocarbons. To expand the range of products being produced, the separated hydrocarbons C 2 and higher can be divided into ethane, further subjected to liquefaction to produce liquefied hydrocarbon gases (LPG), propane-butane fraction and pentane-hexane fraction, while ethane is combined with natural gas from the second field, LPG is shipped to as a marketable product, and the pentane-hexane fraction is combined with a stable condensate of the gas processing unit of the second field. Dedicated ethane can also be supplied, for example, in a supercritical state, via a trunk pipeline to gas chemical production as a raw material of pyrolysis plants for the production of unsaturated hydrocarbons, on the basis of which polymeric materials, alcohols, glycols, alkylates and other products of gas and petrochemistry can be obtained.

Для обеспечения вариативности функционирования производственного кластера по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в качестве сырья установок пиролиза можно подавать выделенные углеводороды С2 и выше в полном объеме или выделенные этан и пропан-бутановую фракцию после объединения.To ensure the variability of the operation of the production cluster through the trunk pipeline for gas chemical production, pyrolyzed C 2 and higher hydrocarbons can be supplied as raw materials to the pyrolysis plant in full or separated ethane and propane-butane fraction after consolidation.

Для более полного использования природных ресурсов региона можно дополнительно направлять на УКПГ второго месторождения попутный газ близ расположенных месторождений нефти.For a more complete use of the natural resources of the region, it is possible to additionally direct to gas treatment units of the second field associated gas near the located oil fields.

На фигуре 1 представлена общая схема одного из возможных вариантов формирования производственного кластера с использованием следующих обозначений:The figure 1 presents the General scheme of one of the possible options for the formation of a production cluster using the following notation:

1-23 - трубопровод;1-23 - pipeline;

100 - газовое месторождение с падающей добычей;100 - gas field with falling production;

200 - газоконденсатное месторождение со стабильной добычей; 200 - gas condensate field with stable production;

300 - установка комплексной подготовки газа (УКПГ);300 — gas treatment facility (CGT);

301 - блок предварительной очистки и осушки газа;301 — gas pre-cleaning and drying unit;

302 - установка очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов;302 - installation of cleaning from acidic impurities and heavy hydrocarbons;

303 - газофракционирующая установка;303 - gas fractionation unit;

400 - завод по производству сжиженного природного газа (СПГ);400 - liquefied natural gas (LNG) production plant;

500 - дожимная компрессорная станция (ДКС);500 - booster compressor station (DKS);

600 - промышленные и коммунальные потребители;600 - industrial and municipal consumers;

700 - газохимическое производство;700 - gas chemical production;

800 - установка Клауса.800 - Klaus installation.

Газоконденсатная смесь газового месторождения с падающей добычей 100 по трубопроводу 1 поступает на УКПГ 300, в состав которой входит блок предварительной очистки и осушки газа 301, обеспечивающий удаление из газа механических примесей, капельной влаги и капель сконденсированных углеводородов, а также абсорбционную или адсорбционную осушку газа до точки росы не менее минус 25°С зимой и минус 15°С летом. После УКПГ 300 по трубопроводу 2 выводится для дальнейшего использования стабильный конденсат, а природный газ по трубопроводу 3 поступает на дожимную компрессорную станцию 500 и при повышенном давлении по трубопроводу 4 подается на завод по производству СПГ 400 с дальнейшей отгрузкой по криогенному трубопроводу 5 в авто- и железнодорожные цистерны и/или суда-газовозы.The gas-condensate mixture of a gas field with falling production 100 via pipeline 1 enters the GPP 300, which includes a pre-treatment unit and gas dehydration 301, which removes mechanical impurities from the gas, droplet moisture and condensed hydrocarbon droplets, and absorbs or adsorption gas dehydration dew point not less than minus 25 ° С in winter and minus 15 ° С in summer. After the gas treatment unit 300, pipeline 2 transports the stable condensate for further use, and natural gas flows through pipeline 3 to the booster compressor station 500 and under increased pressure, pipeline 4 is supplied to the LNG 400 plant with further shipment via the cryogenic pipeline 5 to the auto- railway tanks and / or gas carriers.

Газоконденсатная смесь газоконденсатного месторождения со стабильной добычей 200 по трубопроводу 6 поступает на собственную УКПГ 300, в состав которой также входит блок предварительной очистки и осушки газа 301. После блока предварительной очистки и осушки газа 301 по трубопроводу 7 выводится для дальнейшей переработки стабильный конденсат, а природный газ последовательно по трубопроводам 8 и 9 поступает на дожимную компрессорную станцию 500 и при повышенном давлении по трубопроводу 10 поступает в виде товарного топливного газа к промышленным и коммунальным потребителям 600. При этом часть природного газа после блока предварительной очистки и осушки газа 301 используется для поддержания выработки СПГ на определенном потребителями уровне, для чего с целью обеспечения соответствия требованиям, предъявляемым к составу поступающего на завод по производству СПГ, поступает по трубопроводу 11 на установку очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302.The gas condensate mixture from a gas condensate field with stable production 200 via pipeline 6 enters its own gas treatment unit 300, which also includes a pre-cleaning unit and gas drying 301. After the pre-cleaning unit and drying gas 301, a stable condensate is removed for further processing, and natural gas is successively supplied via pipelines 8 and 9 to the booster compressor station 500 and, at elevated pressure, pipeline 10 is supplied as commercial fuel gas to industrial public utilities 600. At the same time, part of natural gas after the pre-treatment unit and gas dehydration 301 is used to maintain LNG production at a certain level for consumers, for which, in order to ensure compliance with the requirements for the composition of the LNG plant entering the LNG plant, installation of cleaning from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302.

Установка очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 обеспечивает абсорбционную очистку природного газа от кислых компонентов: сероводорода и углекислого газа - с помощью водных растворов аминовых абсорбентов и низкотемпературное отделение углеводородов С2 и выше от метановой фракции. Очищенный на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 природный газ по трубопроводу 12 направляется в трубопровод 4 для подачи на завод по производству СПГ 400. Отделенные на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 углеводороды С2 и выше могут быть направлены по трубопроводу 13 на газофракционирующую установку 303 для разделения на отдельные компоненты и фракции с целью наиболее эффективного использования ресурсов или по трубопроводу 14 непосредственно в трубопровод 9 для повышения качества товарного топливного газа, поступающего после ДКС 500 к промышленным и коммунальным потребителям 600, за счет повышения его теплотворной способности и снижения концентрации в нем кислых газов. Выделенный на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 сероводород по трубопроводу 20 поступает на установку Клауса 800 с получением элементной серы, отводимой по трубопроводу 21 для охлаждения, кристаллизации, складирования и транспортировки потребителю. Выделенный на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 углекислый газ по трубопроводу 22 может нагнетаться в скважины газоконденсатного месторождения со стабильной добычей 200 для повышения продуктивности пластов.The purification unit from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 provides for the absorption purification of natural gas from acidic components: hydrogen sulfide and carbon dioxide using aqueous solutions of amine absorbents and low-temperature separation of С 2 hydrocarbons from the methane fraction. Natural gas cleaned at the sour impurities and heavy hydrocarbons 302 refinery is sent via pipeline 12 to pipeline 4 to be supplied to the LNG 400 production plant. Hydrocarbons C 2 and above separated from the acid purification installation and heavy hydrocarbons 302 can be sent via the pipeline 13 to the gas fractionation unit 303 for separation into individual components and fractions with the aim of the most efficient use of resources or through the pipeline 14 directly into the pipeline 9 to improve the quality of goods after the BCS 500, industrial fuel and industrial consumers 600, by increasing its calorific value and reducing the concentration of acid gases in it. The hydrogen sulfide selected at the purification plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 goes through pipeline 20 to the Claus unit 800 to produce elemental sulfur discharged through pipeline 21 for cooling, crystallization, storage and transportation to the consumer. Carbon dioxide allocated at the refining plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 can be injected through pipe 22 into wells of a gas-condensate field with stable production 200 to increase reservoir productivity.

Установка газофракционирования 303 обеспечивает четкое разделение углеводородов С2 и выше на: пентан-гексановую фракцию, направляемую по трубопроводу 16 для объединения со стабильным конденсатом трубопровода 7, подвергаемую сжижению с получением СУГов пропан-бутановую фракцию, которые далее направляют по трубопроводу 17 в качестве товарного продукта потребителям, и этан. При этом первая часть этана по трубопроводу 15 объединяется с природным газом трубопровода 9 для повышения теплотворной способности товарного топливного газа перед его подачей промышленным и коммунальным потребителям 600, а вторая часть этана по трубопроводу 18 направляется на газохимическое производство 700 для получения непредельных углеводородов и широкого ассортимента другой продукции этого производства, отводимой по коридору трубопроводов 19 и/или автомобильным, речным, железнодорожным транспортом.Gas fractionation unit 303 provides a clear separation of hydrocarbons С 2 and higher into: pentane-hexane fraction directed through pipeline 16 for combining with stable condensate of pipeline 7, subjected to liquefaction to produce LPG propane-butane fraction, which are then sent through pipeline 17 as a marketable product consumers and ethane. At the same time, the first part of ethane through pipeline 15 is combined with natural gas of pipeline 9 to increase the calorific value of commercial fuel gas before it is supplied to industrial and municipal consumers 600, and the second part of ethane through pipeline 18 is sent to gas chemical production 700 to produce unsaturated hydrocarbons and a wide range of other products of this production discharged along the corridor of pipelines 19 and / or automobile, river, railway transport.

Попутные нефтяные газы месторождений нефти региона (не показаны) могут быть консолидированы и по трубопроводу 23 направлены для переработки на УКПГ 300 газоконденсатного месторождения со стабильной добычей 200, что позволит снизить их негативное воздействие на окружающую среду при одновременном увеличении продуктов переработки.Associated petroleum gases from oil fields in the region (not shown) can be consolidated and sent via pipeline 23 to the gas processing unit 300 for processing gas condensate fields with stable production 200 for processing, which will reduce their negative impact on the environment while increasing refined products.

Для представленной на фигуре 1 общей схемы одного из возможных вариантов формирования производственного кластера было проведено математическое моделирование разработки гипотетического газового и газоконденсатного месторождений. При этом предполагается, что завод по производству СПГ построен под газовое месторождение с падающей добычей, поэтому для поддержания выработки СПГ на определяемом потребителями уровне разрабатывается газоконденсатное месторождение. Так как технология завода по производству СПГ рассчитана на строго регламентированное содержание примесей в сырьевом газе, необходимо обеспечение требований, предъявляемых к составу поступающего на завод по производству СПГ природного газа, для чего и проводится дооборудование УКПГ газоконденсатного месторождения установкой очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов с возможным последующим разделением выделенных углеводородов С2 и выше.For presented in figure 1, the general scheme of one of the possible options for the formation of a production cluster was carried out mathematical modeling of the development of hypothetical gas and gas condensate fields. It is assumed that the LNG plant is built for a gas field with falling production, therefore, to maintain LNG production at the level determined by consumers, a gas condensate field is being developed. Since the technology of the LNG plant is designed for a strictly regulated impurity content in the raw gas, it is necessary to ensure the requirements for the composition of the natural gas coming to the LNG plant, for which the gas processing plant is additionally equipped with an acid purification plant and heavy hydrocarbons. possible subsequent separation of the separated hydrocarbons C 2 and higher.

В таблице 1 представлен материальный баланс производственного кластера, включающего газовое месторождение до падения добычи и газоконденсатное месторождение без дооборудования УКПГ, с указанием компонентного состава потоков. Table 1 shows the material balance of the production cluster, which includes the gas field before the drop in production and the gas-condensate field without additional equipment for gas treatment plants, with an indication of the component composition of the streams.

Пример 1.Example 1

После падения добычи газового месторождения возможно постепенное дооборудование УКПГ газоконденсатного месторождения с поэтапным вводом в действие новых установок. Так, на первом этапе дооборудования УКПГ, а также в случае отсутствия поблизости газохимического производства или других потребителей отдельных фракций углеводородов, целесообразно выделенные на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 углеводороды С2 и выше в полном объеме направлять последовательно по трубопроводам 13 и 14 непосредственно в трубопровод 9 для повышения теплотворной способности товарного топливного газа, что особенно важно при уменьшении его расхода, связанного с поддержанием выработки СПГ на прежнем уровне. Материальный баланс данного варианта формирования производственного кластера представлен в таблице 2.After the fall of gas field production, gradual additional equipment of gas condensate gas condensate field gas treatment plants with gradual commissioning of new installations is possible. So, at the first stage of additional equipment for gas treatment plants, as well as in the absence of nearby gas chemical production or other consumers of individual hydrocarbon fractions, it is advisable to separate С 2 and higher hydrocarbons through pipelines 13 and 14 at the cleaning plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 directly to pipeline 9 to increase the calorific value of the commercial fuel gas, which is especially important when reducing its consumption associated with maintaining LNG production for reap level. The material balance of this variant of the formation of a production cluster is presented in table 2.

Пример 2.Example 2

На втором этапе дооборудования УКПГ и при появлении потребителей углеводородных фракций уже целесообразно строительство в рамках УКПГ установки газофракционирования 303. В этом случае выделенные на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 углеводороды С2 и выше в полном объеме направляются по трубопроводу 13 на установку газофракционирования 303, откуда этан по трубопроводу 15 объединяется с природным газом трубопровода 9, повышая теплотворную способность товарного топливного газа перед его подачей промышленным и коммунальным потребителям 600, пентан-гексановая и пропан-бутановая фракции по трубопроводам 16 и 17, соответственно, отводятся потребителям. Материальный баланс данного варианта формирования производственного кластера представлен в таблице 3.At the second stage of the additional equipment of the gas treatment plant and with the appearance of hydrocarbon fractions consumers, it is advisable to build a gas fractionation unit 303 as part of the gas treatment unit. In this case, the hydrocarbons С 2 and higher allocated at the purification unit from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 are sent to the gas fractionation unit 303, from where ethane through pipeline 15 is combined with natural gas of pipeline 9, increasing the calorific value of the commercial fuel gas before it is supplied to industrial and communal consumers 600, pentane-hexane and propane-butane fraction through pipelines 16 and 17, respectively, are allocated to consumers. The material balance of this variant of the formation of a production cluster is presented in table 3.

Сравнение данных по компонентному составу для потока 4, поступающего на сжижение газа, в таблицах 1-3 позволяет утверждать, что в обоих случаях примеров 1 и 2 очищенный на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 природный газ удовлетворяет требованиям, предъявляемым к составу поступающего на завод по производству СПГ 400 природного газа, по содержанию углекислого газа подтверждая таким образом применимость заявляемого изобретения.Comparison of the data on the composition of the stream 4 for the liquefaction of gas in tables 1-3 suggests that in both cases of examples 1 and 2 natural gas cleaned at the purification plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons 302 meets the requirements for the composition to the LNG plant 400 natural gas, on the content of carbon dioxide, thus confirming the applicability of the claimed invention.

Эти и другие табличные данные наглядно демонстрируют решение задачи рационального использования ресурсов месторождений природного газа, газоконденсатных и нефтяных месторождений, формирующих потоки углеводородного газа разного качества, рационального извлечения из углеводородного газа ценных компонентов и вариативности их переработки с оптимальной транспортировкой природного газа и иной продукции внутренним и зарубежным потребителям.These and other tabular data clearly demonstrate the solution to the problem of rational use of resources of natural gas fields, gas condensate and oil fields, which form hydrocarbon gas of different quality, rational extraction of valuable components from hydrocarbon gas and the variability of their processing with optimal transportation of natural gas and other products domestic and foreign to consumers.

Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003

Claims (12)

1. Производственный кластер, включающий по крайней мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, предназначенную для разделения добываемой на месторождениях газоконденсатной смеси на природный газ и стабильный конденсат, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ), систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом на месторождениях добывают газовые и/или газоконденсатные смеси с разным содержанием кислых примесей и углеводородов С2 и выше: природный газ первого месторождения подают через магистральный трубопровод на завод по производству СПГ с дальнейшей отгрузкой потребителям или на экспорт, а природный газ второго месторождения отправляют потребителям или на экспорт по магистральному трубопроводу, во время падения добычи первого месторождения на завод по производству СПГ подают часть природного газа второго месторождения, обеспечивая соответствие требований, предъявляемых к составу поступающего на завод по производству СПГ природного газа, путем дооборудования УКПГ второго месторождения установкой очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов: углекислый газ сбрасывают в атмосферу и/или закачивают во второе месторождение, сероводород используют для получения элементарной серы, а углеводороды С2 и выше закачивают в природный газ второго месторождения перед его отправкой потребителям и/или на экспорт по магистральному трубопроводу.1. A production cluster that includes at least two gas and / or gas condensate fields, an integrated gas treatment unit (GPP) at each of the fields directly or on the coast, designed to separate the gas condensate mixture produced from the fields into natural gas and stable condensate. production of liquefied natural gas (LNG), a system of trunk pipelines with booster pumping stations, while gas and / or gas condensate with different contents of acidic impurities and hydrocarbons C 2 or higher: natural gas of the first field is fed through a pipeline conduit in a LNG plant with subsequent shipment to customers or for export, and natural gas is the second field is sent to consumers or exported through the pipeline, while the fall of the production of the first field to the LNG plant serves a part of the natural gas of the second field, ensuring that the requirements for the composition of the incoming water producing LNG gas by retrofitting GPP second field installation purification from acid impurities and heavy hydrocarbons: carbon dioxide released into the atmosphere and / or is pumped into the second field, hydrogen sulfide is used to produce elemental sulfur and hydrocarbons C 2 or higher is injected into the natural gas from a second field before it is shipped to consumers and / or exported via a trunk pipeline. 2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что теплотворную способность СПГ обеспечивают путем регулирования расхода природного газа второго месторождения.2. Cluster according to claim 1, characterized in that the calorific value of LNG is provided by controlling the flow of natural gas from the second field. 3. Кластер по п. 2, отличающийся тем, что теплотворную способность СПГ обеспечивают путем регулирования степени выделения углеводородов С2 и выше из природного газа второго месторождения на установке очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов.3. Cluster according to claim 2, characterized in that the calorific value of LNG is ensured by controlling the degree of release of C 2 hydrocarbons from the natural gas of the second field at the purification plant from acidic impurities and heavy hydrocarbons. 4. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на установке очистки от кислых компонентов и тяжелых углеводородов для удаления кислых компонентов используют раствор аминового абсорбента.4. Cluster according to claim 1, characterized in that at the cleaning plant from acidic components and heavy hydrocarbons, amine absorbent solution is used to remove acidic components. 5. Кластер по п. 4, отличающийся тем, что на установке очистки от кислых компонентов и тяжелых углеводородов для удаления кислых компонентов используют мембранные устройства.5. The cluster under item 4, characterized in that the installation of cleaning from acidic components and heavy hydrocarbons to remove acidic components using membrane devices. 6. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на установке очистки от кислых компонентов и тяжелых углеводородов для выделения углеводородов С2 и выше используют низкотемпературные процессы.6. The cluster under item 1, characterized in that the installation of cleaning from acidic components and heavy hydrocarbons for the separation of hydrocarbons C2 and above use low-temperature processes. 7. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что выделенные углеводороды С2 и выше разделяют на этан, подвергаемую далее сжижению с получением сжиженных углеводородных газов (СУГи) пропан-бутановую фракцию и пентан-гексановую фракцию, при этом этан объединяют с природным газом второго месторождения, СУГи отгружают в качестве товарного продукта, а пентан-гексановую фракцию объединяют со стабильным конденсатом второго месторождения.7. Cluster according to claim 6, characterized in that the separated C2 hydrocarbons and above are separated into ethane, further subjected to liquefaction to produce liquefied hydrocarbon gases (SUGI) propane-butane fraction and pentane-hexane fraction, while ethane is combined with the second natural gas fields, LPGs are shipped as a marketable product, and the pentane-hexane fraction is combined with a stable condensate of the second field. 8. Кластер по п. 7, отличающийся тем, что этан подают по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в качестве сырья установок пиролиза.8. Cluster according to claim 7, characterized in that ethane is fed through the main pipeline to the gas chemical production as a raw material for pyrolysis plants. 9. Кластер по п. 8, отличающийся тем, что этан подают по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в сверхкритическом состоянии.9. Cluster according to claim. 8, characterized in that ethane is fed through a trunk pipeline to a gas chemical production in a supercritical state. 10. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что выделенные углеводороды С2 и выше подают по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в качестве сырья установок пиролиза.10. Cluster according to claim 6, characterized in that the recovered C2 hydrocarbons and above are supplied via the main pipeline to the gas chemical industry as a raw material for pyrolysis plants. 11. Кластер по п. 7, отличающийся тем, что этан и пропан-бутановую фракцию объединяют и подают по магистральному трубопроводу на газохимическое производство в качестве сырья установок пиролиза.11. Cluster according to claim 7, characterized in that the ethane and the propane-butane fraction are combined and fed through a main pipeline to the gas-chemical production as a raw material for pyrolysis plants. 12. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на УКПГ второго месторождения дополнительно направляют попутный нефтяной газ близ расположенных месторождений нефти. 12. Cluster according to claim 1, characterized in that associated gas is further directed to the central gas treatment unit of the second field in the vicinity of the located oil fields.
RU2018138985A 2018-11-06 2018-11-06 Production cluster RU2685099C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018138985A RU2685099C1 (en) 2018-11-06 2018-11-06 Production cluster

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018138985A RU2685099C1 (en) 2018-11-06 2018-11-06 Production cluster

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2685099C1 true RU2685099C1 (en) 2019-04-16

Family

ID=66168426

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018138985A RU2685099C1 (en) 2018-11-06 2018-11-06 Production cluster

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2685099C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715772C1 (en) * 2019-09-02 2020-03-03 Владимир Александрович Чигряй Gas processing cluster
RU2809364C1 (en) * 2023-04-23 2023-12-11 Игорь Анатольевич Мнушкин Method for extracting oil, condensate and hydrocarbon gas

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU504044A1 (en) * 1975-01-27 1976-02-25 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of transporting natural gas through a gas pipeline laid on permafrost soil
SU1837945A3 (en) * 1987-10-19 1993-08-30 Vaagner Biro Ag Process for waste gas desulfuration
US5582012A (en) * 1995-05-15 1996-12-10 Universal Vortex, Inc. Method of natural gas pressure reduction on the city gate stations
US20050217479A1 (en) * 2004-04-02 2005-10-06 Membrane Technology And Research, Inc. Helium recovery from gas streams
RU2294481C1 (en) * 2006-02-08 2007-02-27 Юрий Олегович Чаплыгин Mode of transportation of natural gas along the main pipeline
RU2560406C2 (en) * 2013-10-29 2015-08-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Natural gas conversion method
RU2587175C2 (en) * 2014-11-18 2016-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2574243C9 (en) * 2014-12-17 2016-12-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Cluster for natural gas processing with helium extraction
RU2647301C9 (en) * 2017-05-25 2018-07-04 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas-chemical cluster

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU504044A1 (en) * 1975-01-27 1976-02-25 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of transporting natural gas through a gas pipeline laid on permafrost soil
SU1837945A3 (en) * 1987-10-19 1993-08-30 Vaagner Biro Ag Process for waste gas desulfuration
US5582012A (en) * 1995-05-15 1996-12-10 Universal Vortex, Inc. Method of natural gas pressure reduction on the city gate stations
US20050217479A1 (en) * 2004-04-02 2005-10-06 Membrane Technology And Research, Inc. Helium recovery from gas streams
RU2294481C1 (en) * 2006-02-08 2007-02-27 Юрий Олегович Чаплыгин Mode of transportation of natural gas along the main pipeline
RU2560406C2 (en) * 2013-10-29 2015-08-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Natural gas conversion method
RU2587175C2 (en) * 2014-11-18 2016-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2574243C9 (en) * 2014-12-17 2016-12-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Cluster for natural gas processing with helium extraction
RU2647301C9 (en) * 2017-05-25 2018-07-04 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas-chemical cluster

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715772C1 (en) * 2019-09-02 2020-03-03 Владимир Александрович Чигряй Gas processing cluster
RU2809364C1 (en) * 2023-04-23 2023-12-11 Игорь Анатольевич Мнушкин Method for extracting oil, condensate and hydrocarbon gas

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2570795C1 (en) Gas refining and gas chemical complex
AU2007238976B2 (en) Membrane process for LPG recovery
CN103275777A (en) Method for preparing hydrogen and liquefied natural gas through using gas retort raw gas
KR102498124B1 (en) Liquefied natural gas production method
Roy et al. Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant
JP2017532524A (en) Method and apparatus for producing LMG from various gas sources {METHOD AND ARRANGEMENT FOR PRODUCING LIQUEFIED METANE GAS FROM VARIOUS GAS SOURCES}
WO2012127295A1 (en) A process for the recovery of crude
CN101525120A (en) Method for utilizing refinery tail gas and coke oven gas efficiently and rationally
CN111565821A (en) Low temperature process for removing nitrogen from exhaust gas
RU2685099C1 (en) Production cluster
RU2647301C1 (en) Gas-chemical cluster
Dawe Hydrate technology for transporting natural gas
CN113154798B (en) Multi-target separation process for comprehensively utilizing liquefied tail gas of helium-rich natural gas
CN111004657B (en) Method for comprehensively utilizing oilfield associated gas
RU2574243C1 (en) Cluster for natural gas processing with helium extraction
WO2015065239A1 (en) Multi-tonnage production for processing natural gases from various deposits
RU2443851C1 (en) Outfit of equipment for development of gas deposits
RU2547855C2 (en) Method of recovery, collection, treatment and application of associated oil gas and system to this end
CN111447985B (en) Method for distilling a gas stream comprising oxygen
RU2635799C1 (en) Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field
RU2715772C1 (en) Gas processing cluster
CN106938170B (en) Treatment device and treatment method for Fischer-Tropsch synthesis purge gas of cobalt-based fixed bed
RU2640785C1 (en) Method for producing xenon concentrate and krypton from natural or associated petroleum gas
RU2771006C1 (en) Complex for processing into gas chemical products of hydrocarbon raw materials of deposits located in adverse climatic conditions
RU2688530C1 (en) Complex for extraction, collection, processing and transportation of natural gases of a group of deposits with different content of ethane

Legal Events

Date Code Title Description
HE4A Change of address of a patent owner

Effective date: 20190715