RU2685099C1 - Production cluster - Google Patents
Production cluster Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 160
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 138
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 70
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 70
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 22
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 24
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 20
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 12
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 11
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 claims description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 7
- XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N hexane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCC XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 claims description 5
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 7
- 240000005109 Cryptomeria japonica Species 0.000 claims 1
- 208000003173 lipoprotein glomerulopathy Diseases 0.000 claims 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 16
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 8
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 7
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 7
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 7
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 6
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- SFROHDSJNZWBTF-UHFFFAOYSA-N butane;ethane;propane Chemical compound CC.CCC.CCCC SFROHDSJNZWBTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 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
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 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
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
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
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
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
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
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.
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
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
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
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
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.
Claims (12)
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)
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)
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 |
-
2018
- 2018-11-06 RU RU2018138985A patent/RU2685099C1/en active
Patent Citations (9)
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 (3)
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 |
RU2823002C1 (en) * | 2023-12-27 | 2024-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Natural gas liquefaction complex |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2570795C1 (en) | Gas refining and gas chemical complex | |
KR102498124B1 (en) | Liquefied natural gas production method | |
AU2007238976B2 (en) | Membrane process for LPG recovery | |
Roy et al. | Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant | |
CN111565821A (en) | Low temperature process for removing nitrogen from exhaust gas | |
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 | |
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 | |
CN111447985A (en) | Method for distilling a gas stream comprising oxygen | |
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 | |
RU2635799C1 (en) | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field | |
CN106938170B (en) | Treatment device and treatment method for Fischer-Tropsch synthesis purge gas of cobalt-based fixed bed | |
RU2715772C1 (en) | Gas processing cluster | |
Wilson et al. | A Review on the Use of Natural Gas Purification Processes to Enhance Natural Gas Utilization | |
RU2823002C1 (en) | Natural gas liquefaction complex | |
Gas | Natural gas processing: the crucial link between natural gas production and its transportation to market | |
RU2640785C1 (en) | Method for producing xenon concentrate and krypton from natural or associated petroleum gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20190715 |