RU2718398C1 - Method of preparing associated petroleum gas for transportation - Google Patents

Method of preparing associated petroleum gas for transportation Download PDF

Info

Publication number
RU2718398C1
RU2718398C1 RU2019125657A RU2019125657A RU2718398C1 RU 2718398 C1 RU2718398 C1 RU 2718398C1 RU 2019125657 A RU2019125657 A RU 2019125657A RU 2019125657 A RU2019125657 A RU 2019125657A RU 2718398 C1 RU2718398 C1 RU 2718398C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
separation
associated petroleum
stage
petroleum gas
Prior art date
Application number
RU2019125657A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Сергеевич Иванов
Михаил Юрьевич Тарасов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" (ПАО "Гипротюменнефтегаз")
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 Публичное акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" (ПАО "Гипротюменнефтегаз") filed Critical Публичное акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" (ПАО "Гипротюменнефтегаз")
Priority to RU2019125657A priority Critical patent/RU2718398C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2718398C1 publication Critical patent/RU2718398C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, in particular, to preparation and processing of associated petroleum gas. Method for preparation of associated petroleum gas includes multistage separation of oil with branch at each stage of separation of associated petroleum gas and oil, cooling of associated petroleum gas from first stage of separation, separation of light liquid hydrocarbons from it and its further supply to external transport pipeline, compression of gas from second and subsequent separation stages in liquid-ring compressor, cooling the gas mixture and circulating working fluid leaving the liquid-ring compressor, separating the compressed gas from the working fluid and recovering light liquid hydrocarbons therefrom. Circulating working fluid is directed for cooling of associated petroleum gas of the first stage of separation with its further supply to inlet of liquid-ring compressor.EFFECT: invention increases efficiency of operation of the system for collecting and transporting associated petroleum gas due to more complete separation of light liquid hydrocarbons from gas of the first separation stage and prevention of condensate loss in the pipeline of external transport.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области подготовки и переработки попутного нефтяного газа на объектах подготовки нефти, газа и воды и может быть использовано на существующих и вновь проектируемых установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of preparation and processing of associated petroleum gas at facilities for the preparation of oil, gas and water and can be used on existing and newly designed installations for the separation and preparation of oil, at field facilities for the preparation and processing of oil gas.

В процессе сепарации нефти и газа на объектах подготовки нефти основной поток попутного нефтяного газа отделяют на входной (первой) ступени сепарации, который под собственным давлением направляют на близлежащий газоперерабатывающий завод. Часть этого газа используют на собственные нужды (энергокомплекс, котельные, подогреватели и т.п.). Газ низкого давления, отделяемый на промежуточных и концевых ступенях сепарации, компримируют с помощью компрессорных станций до давления газа первой ступени и вместе с ним направляют потребителю.In the process of oil and gas separation at oil treatment facilities, the main flow of associated petroleum gas is separated at the input (first) stage of separation, which is sent under its own pressure to a nearby gas processing plant. Part of this gas is used for own needs (power complex, boiler houses, heaters, etc.). Low-pressure gas, separated at the intermediate and end stages of separation, is compressed using compressor stations to the gas pressure of the first stage and, together with it, is sent to the consumer.

В процессе компримирования и транспорта попутного нефтяного газа, особенно, газа промежуточных и концевых ступеней сепарации, из него выделяется значительное количество углеводородного конденсата (легких жидких углеводородов), который при возврате его в нефть может повысить давление насыщенных паров товарной нефти выше нормативного, а при выпадении в газопроводах может привести к остановке их работы из-за образования жидкостных пробок.In the process of compression and transport of associated petroleum gas, especially gas of intermediate and final stages of separation, a significant amount of hydrocarbon condensate (light liquid hydrocarbons) is released from it, which, when it is returned to oil, can increase the saturated vapor pressure of salable oil above the norm, and when it falls in gas pipelines can lead to a halt in their operation due to the formation of liquid plugs.

Известны способы компримирования низконапорного газа жидкостно-кольцевыми компрессорами с использованием в качестве рабочей жидкости нефтепромысловой сточной воды, при котором скомпримированный газ направляют на смешение с газом первой ступени сепарации, а рабочую жидкость рециркулируют на вход жидкостно-кольцевого компрессора и, при необходимости, охлаждают в воздушном холодильнике для регулирования температуры компримируемого газа [Тарасов М.Ю., Иванов С.C. Нефтяное хозяйство, 2009, №4].Known methods for compressing low-pressure gas with liquid-ring compressors using oilfield wastewater as the working fluid, in which the compressed gas is sent to mix with the gas of the first separation stage, and the working fluid is recycled to the inlet of the liquid-ring compressor and, if necessary, cooled in air refrigerator for regulating the temperature of the compressed gas [Tarasov M.Yu., Ivanov S.C. Oil industry, 2009, No. 4].

Известный способ не позволяет избежать выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта при снижении температуры при транспортировании.The known method does not allow to avoid condensation in the gas pipeline of external transport while lowering the temperature during transportation.

Известны и другие способы, в которых для охлаждения газа используют аппараты воздушного охлаждения, причем газ охлаждают ниже температуры системы транспорта газа, например, Патент РФ №2471979, публ. 2013 г. Однако, и в этом случае, с помощью таких аппаратов охладить газ до температуры грунта в летний период невозможно. Аппараты воздушного охлаждения могут понизить температуру газа только до температуры окружающего воздуха.Other methods are known in which air cooling devices are used to cool the gas, the gas being cooled below the temperature of the gas transport system, for example, RF Patent No. 2471979, publ. 2013, however, and in this case, using such devices to cool the gas to the soil temperature in the summer is impossible. Air coolers can only lower the temperature of the gas to ambient temperature.

Наиболее близким к заявляемому является способ, при котором осуществляют ступенчатую сепарацию нефти и газа, попутный нефтяной газ первой и концевых ступеней компримируют, охлаждают, отделяют углеводородный конденсат, который направляют на переработку в блок переработки с целью получения товарных продуктов (пропан-бутановой фракции, бензина газового стабильного и др.). Осушенный газ концевых ступеней сепарации соединяют с газом первой ступени сепарации и подвергают очистке с помощью мембранной установки, после чего направляют потребителю. (Патент РФ №2523315, публ. 2014).Closest to the claimed one is a method in which step-by-step separation of oil and gas is carried out, associated petroleum gas of the first and end stages is compressed, cooled, hydrocarbon condensate is separated, which is sent for processing to the processing unit in order to obtain marketable products (propane-butane fraction, gasoline gas stable, etc.). The dried gas of the end separation stages is combined with the gas of the first separation stage and subjected to purification using a membrane unit, after which it is sent to the consumer. (RF patent No. 2523315, publ. 2014).

К недостаткам данного способа можно отнести то, что скомпримированный газ охлаждается с помощью воздушного холодильника, температура в котором соответствует температуре окружающего воздуха, что недостаточно для снижения температуры газа (а, следовательно, и точки росы) ниже температуры транспорта по газопроводу. При подземной прокладке трубопроводов минимальная температура в трубопроводе соответствует температуре грунта на глубине заложения, которая может составлять для Западной Сибири минус 2 - минус 5°С.,The disadvantages of this method include the fact that the compressed gas is cooled using an air cooler, the temperature in which corresponds to the temperature of the surrounding air, which is not enough to lower the temperature of the gas (and, consequently, the dew point) below the temperature of the transport through the gas pipeline. In underground pipelines, the minimum temperature in the pipeline corresponds to the soil temperature at the depth of laying, which can be minus 2 - minus 5 ° C for Western Siberia.,

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности работы системы сбора и транспорта попутного нефтяного газа, за счет более полного выделения легких жидких углеводородов из газа первой ступени сепарации и предотвращения выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта.The problem to which the claimed invention is directed, is to increase the efficiency of the associated petroleum gas collection and transport system, due to a more complete separation of light liquid hydrocarbons from the gas of the first separation stage and prevention of condensation in the gas pipeline of external transport.

Технический результат достигается тем, что в способе подготовки попутного нефтяного газа, включающем многоступенчатую сепарацию нефти с отводом на каждой ступени сепарации попутного нефтяного газа и нефти, охлаждение попутного нефтяного газа от первой ступени сепарации, выделение из него легких жидких углеводородов и его последующую подачу в газопровод внешнего транспорта, компримирование газа от второй и последующих ступеней сепарации, охлаждение компримированного газа до температуры, обеспечивающей его подачу в газопровод внешнего транспорта, и отделение из него легких жидких углеводородов, компримирование газа после второй и последующих ступеней сепарации производят посредством жидкостно-кольцевого компрессора, причем смесь газа и циркуляционной рабочей жидкости, выходящую из жидкостно-кольцевого компрессора, охлаждают, после чего выделяют из нее рабочую жидкость, которую направляют в качестве охладителя для охлаждения попутного нефтяного газа первой ступени сепарации с последующей ее подачей на вход жидкостно-кольцевого компрессора. Кроме того, в рабочую жидкость жидкостно-кольцевого компрессора добавляют антифриз в количестве, предотвращающем ее замерзание при охлаждении.The technical result is achieved by the fact that in a method for the preparation of associated petroleum gas, including multi-stage separation of oil with exhaust at each stage of separation of associated petroleum gas and oil, cooling associated petroleum gas from the first separation stage, the allocation of light liquid hydrocarbons from it and its subsequent supply to the gas pipeline external transport, gas compression from the second and subsequent stages of separation, cooling the compressed gas to a temperature that ensures its supply to the gas pipeline externally about transport, and the separation of light liquid hydrocarbons from it, gas compression after the second and subsequent stages of separation is carried out by means of a liquid-ring compressor, and the mixture of gas and the circulating working fluid leaving the liquid-ring compressor is cooled, and then the working fluid is separated from it , which is sent as a cooler for cooling associated petroleum gas of the first separation stage with its subsequent supply to the inlet of the liquid-ring compressor. In addition, antifreeze is added to the working fluid of the liquid-ring compressor in an amount that prevents it from freezing upon cooling.

Использование циркуляционной рабочей жидкости, отделенной из предварительно охлажденной ее смеси с газом, выходящей из жидкостно-кольцевого компрессора, в качестве охладителя для охлаждения попутного нефтяного газа первой ступени сепарации с последующей ее подачей на вход жидкостно-кольцевого компрессора позволяет обеспечить более полное выделение легких жидких углеводородов из газа первой ступени сепарации, тем самым предотвращая выпадение конденсата в газопроводе внешнего транспорта.The use of a circulating working fluid separated from its pre-cooled mixture with gas leaving the liquid-ring compressor as a cooler for cooling associated petroleum gas of the first separation stage with its subsequent supply to the liquid-ring compressor inlet allows more complete recovery of light liquid hydrocarbons from gas of the first separation stage, thereby preventing condensate from falling out in the gas pipeline of the external transport.

Добавление в циркуляционную рабочую жидкость антифриза обеспечивает возможность охлаждения газа, подаваемого в газопровод, ниже температуры грунта на глубине заложения трубопровода, которая для Западной Сибири может носить отрицательные значения (до минус 5°С).Adding antifreeze into the circulating working fluid provides the possibility of cooling the gas supplied to the gas pipeline below the soil temperature at the depth of the pipeline, which for Western Siberia can be negative (up to minus 5 ° C).

Сущность предложенного способа поясняется графически, где на фиг. 1 представлена установка, реализующая технологическую схему процесса подготовки попутного нефтяного газа; на фиг. 2 изображена схема материального баланса работы установки подготовки нефти, реализованной на Приобском месторождении.The essence of the proposed method is illustrated graphically, where in FIG. 1 shows the installation that implements the technological scheme of the process for the preparation of associated petroleum gas; in FIG. 2 shows a diagram of the material balance of the operation of an oil treatment unit sold at the Priobskoye field.

Установка содержит трубопровод 1 подачи сырья - нефтеводогазовой смеси на вход блока сепарации 2, включающем три ступени сепарации: первую ступень 3, вторую ступень 4 и концевую ступень 5 сепарации, трубопровод 6 отвода газа от первой ступени сепарации, теплообменник 7 и сепаратор 8 отделения водного конденсата газа от первой ступени 3 сепарации, трубопровод 9 внешнего транспорта газа потребителю 10, трубопровод 11 отвода водного конденсата, соединяющий сепаратор 8 с низкотемпературным трехфазным сепаратором 12.The installation contains a pipeline 1 for supplying raw materials - oil and gas mixture to the input of the separation unit 2, which includes three stages of separation: the first stage 3, the second stage 4 and the end stage 5 of the separation, the pipe 6 gas outlet from the first stage of separation, the heat exchanger 7 and the separator 8 of the condensate separation gas from the first separation stage 3, the pipeline 9 of external gas transport to the consumer 10, the pipeline 11 of the drainage of water condensate connecting the separator 8 with a low-temperature three-phase separator 12.

Отводы газа от второй ступени и концевой ступеней 4 и 5 сепарации соединены трубопроводами 13 и 14 с входом в жидкостно-кольцевой компрессор 15. Выход жидкостно-кольцевого компрессора 15 соединен трубопроводом 16 через холодильную установку 17 с трехфазным сепаратором 12. Выход газа из теплообменника 12 соединен трубопроводом 18 с трубопроводом 9 внешнего транспорта, выход конденсата из сепаратора 12 соединен с трубопроводом 19 с блоком 20 низкотемпературной ретификации, а выход жидкости теплообменника 12 соединен трубопроводом 21 с входом охладителя в теплообменник 7, при этом выход охладителя из теплообменника 7 соединен с входом 22 в жидкостно-кольцевой компрессор 15.The gas outlets from the second stage and the final separation stages 4 and 5 are connected by pipelines 13 and 14 to the inlet of the liquid ring compressor 15. The output of the liquid ring compressor 15 is connected by a pipe 16 through a refrigeration unit 17 to a three-phase separator 12. The gas outlet from the heat exchanger 12 is connected pipe 18 with pipe 9 external transport, the condensate outlet from the separator 12 is connected to the pipe 19 with the block 20 low-temperature retification, and the liquid outlet of the heat exchanger 12 is connected by a pipe 21 to the inlet of the cooler in the heat exchanger 7, while the outlet of the cooler from the heat exchanger 7 is connected to the input 22 in the liquid-ring compressor 15.

Способ подготовки попутного нефтяного газа реализуется следующим образом.A method of preparing associated petroleum gas is implemented as follows.

Нефтеводогазовая смесь от месторождения поступает по трубопроводу 1 в блок сепарации 2, в котором происходит ступенчатое разгазирование смеси и отделение попутного нефтяного газа в сепараторах первой, второй и концевой ступеней сепарации (3, 4 и 5, соответственно). Попутный нефтяной газ первой ступени под собственным давлением поступает в газопровод 6 и после охлаждения в теплообменнике 7 и отделения в сепараторе 8 углеводородного и водного конденсата направляется по трубопроводу 9 внешнего транспорта потребителю 10 (например, газоперерабатывающий завод). Смесь отделенного в сепараторе 8 углеводородного и водного конденсата направляется по трубопроводу 11 в низкотемпературный трехфазный сепаратор 12.The oil-gas mixture from the field enters through the pipeline 1 to the separation unit 2, in which the mixture is degassed in steps and associated petroleum gas is separated in the separators of the first, second and final stages of separation (3, 4 and 5, respectively). Associated petroleum gas of the first stage, under its own pressure, enters the gas pipeline 6 and, after cooling in the heat exchanger 7 and separation of the hydrocarbon and water condensate in the separator 8, is directed via the external transport pipeline 9 to the consumer 10 (for example, a gas processing plant). The mixture of hydrocarbon and water condensate separated in the separator 8 is routed through line 11 to a low-temperature three-phase separator 12.

Попутный газ второй и концевой ступеней сепарации по трубопроводам 13 и 14 направляется на вход жидкостно-кольцевого компрессора 15. В компрессор 15 также подается рабочая жидкость, в качестве которой может быть применена вода или другая жидкость. Скомпримированный в компрессоре 15 газ вместе с рабочей жидкостью по трубопроводу 16 поступает с выхода компрессора 15 в холодильную установку 17, где охлаждается до температуры, обеспечивающей эффективное отделение из газа легких жидких углеводородов (далее - ЛЖУ). При необходимости охлаждения газа до отрицательных или близких к ним температур в рабочую жидкость заранее добавляют антифриз в количестве, предотвращающем замерзание жидкости при охлаждении.Associated gas of the second and end stages of separation through pipelines 13 and 14 is directed to the inlet of the liquid-ring compressor 15. The working fluid is also supplied to the compressor 15, which can be used as water or other liquid. The gas compressed in the compressor 15 together with the working fluid through a pipe 16 enters from the outlet of the compressor 15 to the refrigeration unit 17, where it is cooled to a temperature that ensures effective separation of light liquid hydrocarbons from gas (hereinafter - LIH). If it is necessary to cool the gas to negative or close to temperatures, antifreeze is added to the working fluid in advance in an amount that prevents the liquid from freezing upon cooling.

Из холодильной установки 17 смесь газа, ЛЖУ и рабочей жидкости поступает в низкотемпературный трехфазный сепаратор 12, где происходит отделение сухого отбензиненного газа, который по трубопроводу 18 отводится в трубопровод внешнего транспорта 9. В низкотемпературном трехфазном сепараторе 12 также происходит разделение смеси на ЛЖУ, направляемые по трубопроводу 19 в блок низкотемпературной ректификации 20, и рабочую жидкость. Рабочая жидкость по трубопроводу 21 поступает в теплообменник 7, где используется в качестве охладителя для охлаждения потока газа первой ступени сепарации, и далее по трубопроводу 22 направляется на вход в жидкостно-кольцевой компрессор 15. ЛЖУ в блоке 20 разделяется на товарные продукты: пропан-бутан технический и стабильный газовый бензин, отправляемые потребителю по линиям 23 и 24, соответственно.From the refrigeration unit 17, the mixture of gas, LIU and the working fluid enters the low-temperature three-phase separator 12, where dry stripped gas is separated, which is discharged through the pipeline 18 to the external transport pipeline 9. In the low-temperature three-phase separator 12, the mixture is also divided into LIU pipeline 19 to the low-temperature distillation unit 20, and a working fluid. The working fluid through the pipe 21 enters the heat exchanger 7, where it is used as a cooler to cool the gas stream of the first separation stage, and then through the pipe 22 is directed to the inlet of the liquid-ring compressor 15. LHU in block 20 is divided into commercial products: propane-butane technical and stable gas gasoline sent to the consumer via lines 23 and 24, respectively.

Пример реализации способа.An example implementation of the method.

Предлагаемый способ был реализован на Приобском месторождении (Ханты-Мансийский автономный округ Тюменской области).The proposed method was implemented at the Priobskoye field (Khanty-Mansi Autonomous District of the Tyumen Region).

На основе данных по составу и свойствам пластовой нефти и принятых технологических режимов рассчитывался материальный баланс работы установки подготовки нефти (см. фиг. 2).Based on the data on the composition and properties of reservoir oil and the adopted technological regimes, the material balance of the operation of the oil treatment unit was calculated (see Fig. 2).

Расчеты материального баланса установки подготовки нефти (фазовых переходов нефти и газа) производились в ПО Aspen Hysys V10. Все расчеты велись в относительных единицах: м3, кг (относительно 1000 кг нефти на выходе с установки) для большей наглядности.The calculations of the material balance of the oil treatment unit (oil and gas phase transitions) were performed in Aspen Hysys V10 software. All calculations were carried out in relative units: m 3 , kg (relative to 1000 kg of oil at the outlet of the unit) for greater clarity.

Сравнение реализованного способа со способом, принятым за прототип, показало, что содержание конденсата (углеводородов С5+) в газе по предлагаемому способу снизилось до 2,31% масс, в сравнении с 5,07% масс, по способу- прототипу, а точка росы по углеводородам по предлагаемому способу при давлении 0,7 МПа снизилось до минус 1°С в сравнении с 20°С по способу-прототипу.Comparison of the implemented method with the method adopted for the prototype showed that the content of condensate (C5 + hydrocarbons) in the gas by the proposed method decreased to 2.31% by mass, compared with 5.07% of the mass by the prototype method, and the dew point by hydrocarbons according to the proposed method at a pressure of 0.7 MPa decreased to minus 1 ° C in comparison with 20 ° C according to the prototype method.

Из приведенных значений видно, что предлагаемый способ позволяет повысить эффективность работы системы сбора и транспорта попутного нефтяного газа за счет предотвращения выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта.From the above values it is seen that the proposed method improves the efficiency of the system for collecting and transporting associated petroleum gas by preventing condensate from falling out in the gas pipeline of the external transport.

Claims (2)

1. Способ подготовки попутного нефтяного газа, включающий многоступенчатую сепарацию нефти с отводом на каждой ступени сепарации попутного нефтяного газа и нефти, охлаждение попутного нефтяного газа от первой ступени сепарации, выделение из него легких жидких углеводородов и его последующую подачу в газопровод внешнего транспорта, компримирование газа от второй и последующих ступеней сепарации, охлаждение компримированного газа до температуры, обеспечивающей его подачу в газопровод внешнего транспорта, и отделение из него легких жидких углеводородов, отличающийся тем, что компримирование газа после второй и последующих ступеней сепарации производят посредством жидкостно-кольцевого компрессора, причем смесь газа и циркуляционной рабочей жидкости, выходящую из жидкостно-кольцевого компрессора, охлаждают, после чего выделяют из нее рабочую жидкость, которую направляют в качестве охладителя для охлаждения попутного нефтяного газа первой ступени сепарации с последующей ее подачей на вход жидкостно-кольцевого компрессора.1. A method for the preparation of associated petroleum gas, including multi-stage oil separation with removal at each stage of the associated petroleum gas and oil separation, cooling of associated petroleum gas from the first separation stage, separation of light liquid hydrocarbons from it and its subsequent supply to the external transport gas pipeline, gas compression from the second and subsequent stages of separation, cooling the compressed gas to a temperature that ensures its supply to the gas pipeline of the external transport, and the separation of light liquids from it their hydrocarbons, characterized in that the compression of the gas after the second and subsequent stages of separation is carried out by means of a liquid-ring compressor, and the mixture of gas and circulating working fluid leaving the liquid-ring compressor is cooled, and then the working fluid is separated from it, which is sent to as a cooler for cooling associated petroleum gas of the first separation stage with its subsequent supply to the inlet of a liquid-ring compressor. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в рабочую жидкость добавляют антифриз в количестве, предотвращающем ее замерзание при охлаждении.2. The method according to p. 1, characterized in that antifreeze is added to the working fluid in an amount that prevents it from freezing when cooled.
RU2019125657A 2019-08-14 2019-08-14 Method of preparing associated petroleum gas for transportation RU2718398C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019125657A RU2718398C1 (en) 2019-08-14 2019-08-14 Method of preparing associated petroleum gas for transportation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019125657A RU2718398C1 (en) 2019-08-14 2019-08-14 Method of preparing associated petroleum gas for transportation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2718398C1 true RU2718398C1 (en) 2020-04-02

Family

ID=70156551

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019125657A RU2718398C1 (en) 2019-08-14 2019-08-14 Method of preparing associated petroleum gas for transportation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2718398C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3956072A (en) * 1975-08-21 1976-05-11 Atlantic Fluidics, Inc. Vapor distillation apparatus with two disparate compressors
SU1757969A1 (en) * 1991-01-16 1992-08-30 Челябинский государственный технический университет Method of storing oil products with vapor utilization
WO2013162965A1 (en) * 2012-04-27 2013-10-31 John Zink Company, Llc Handling liquid hydrocarbon
RU2520207C2 (en) * 2012-09-10 2014-06-20 Андрей Владиславович Курочкин Method of preparing fuel gas
RU2523315C2 (en) * 2012-10-08 2014-07-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Associated petroleum gas utilisation plant

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3956072A (en) * 1975-08-21 1976-05-11 Atlantic Fluidics, Inc. Vapor distillation apparatus with two disparate compressors
SU1757969A1 (en) * 1991-01-16 1992-08-30 Челябинский государственный технический университет Method of storing oil products with vapor utilization
WO2013162965A1 (en) * 2012-04-27 2013-10-31 John Zink Company, Llc Handling liquid hydrocarbon
RU2520207C2 (en) * 2012-09-10 2014-06-20 Андрей Владиславович Курочкин Method of preparing fuel gas
RU2523315C2 (en) * 2012-10-08 2014-07-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Associated petroleum gas utilisation plant

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2476789C1 (en) Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation
RU2718073C1 (en) Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases
CN102288007B (en) Natural-gas condensed-liquid recovery device and method using mixed light hydrocarbon as refrigerant
RU2718398C1 (en) Method of preparing associated petroleum gas for transportation
WO2021049977A1 (en) Plant, system and method for separating associated petroleum gas
US20200386090A1 (en) Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems
RU2493898C1 (en) Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end
CN104804760B (en) Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method
NO162486B (en) PROCEDURAL TEA AND APPARATUS FOR MANUFACTURING FLUID PRODUCTS.
RU2640969C1 (en) Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation
RU66491U1 (en) APPARATUS FOR PROCESSING OIL GAS
RU2507459C1 (en) Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage
CA2935708C (en) A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems
RU2509271C2 (en) Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
RU2587175C2 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2523315C2 (en) Associated petroleum gas utilisation plant
RU2627754C1 (en) Method of hydrocarbon gas treatment for transportation
RU2527922C1 (en) Installation for hydrocarbon gas preparation
CN203144363U (en) System for recycling gas below standard in LNG (liquefied natural gas) production
CN103965942A (en) Light hydrocarbon recovery process technology for oil field associated gas
RU2153128C2 (en) System for receiving and burning torch petroleum gases
RU2471979C2 (en) Associated gas treatment method
RU2758754C1 (en) Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options)
EA025641B1 (en) Method of gas processing