RU2718936C1 - Method for preliminary drying associated petroleum gas - Google Patents

Method for preliminary drying associated petroleum gas Download PDF

Info

Publication number
RU2718936C1
RU2718936C1 RU2019141782A RU2019141782A RU2718936C1 RU 2718936 C1 RU2718936 C1 RU 2718936C1 RU 2019141782 A RU2019141782 A RU 2019141782A RU 2019141782 A RU2019141782 A RU 2019141782A RU 2718936 C1 RU2718936 C1 RU 2718936C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
condensate
pressure
flow
temperature
Prior art date
Application number
RU2019141782A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Алексей Владимирович Гаврилов
Ринат Рифович Амеров
Айрат Аксанович Кашапов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
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 «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019141782A priority Critical patent/RU2718936C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2718936C1 publication Critical patent/RU2718936C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: proposal relates to oil and gas industry, namely to methods for drying associated petroleum gas. Method for preliminary drying of associated petroleum gas, involving supply of high-pressure associated gas flow in housing with nozzle, its isoenthalpy expansion and cooling during flow in nozzle, condensation of components during cooling, separating condensate from gas phase, increasing gas pressure by braking, wherein initial gas is also cooled during heat exchange with coolant. Component composition of associated gas and boiling point of low-temperature components and / or water in associated gas, which are a coolant, are pre-determined. Boiling point of low-temperature components and/or water is determined at temperature of incoming gas. From the main gas flow, a portion of the gas stream is extracted and directed into the housing through the nozzle, sufficient for providing high-pressure flow through the nozzle, in which the flow rate maintains pressure for the boiling point of the low-temperature components and / or water in the housing inserted into the cooling chamber, in which there is separation of condensate from gas phase of main gas flow to extract condensate into main condensate collector from lower point, and dried gas – into next stage of treatment. Counter gas flows are provided in the housing and cooling chamber, at the outlet of which gas pressure is increased by braking in the volume chamber communicated with the additional condensate collector to discharge the formed condensate from the volume chamber and gas passing through the housing. From the additional condensate collector the condensate is periodically supplied to the main condensate collector, and gas is pumped out with the jet pump installed before the cooling chamber after the flow separation. In the cooling chamber the temperature is maintained below the steam saturation temperature at pumping division, but above the freezing point of water.
EFFECT: disclosed method for preliminary drying of associated petroleum gas is easy to use and does not require additional reagents for implementation.
1 cl, 1 dwg

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам по осушке попутного нефтяного газа.The proposal relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for drying associated petroleum gas.

Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту (патент RU №2171132, МПК B01D 53/26, B01D 53/14, F17D 1/12, опубл. 27.07.2001 Бюл. № 21), включающий сепарацию, компримирование, охлаждение, абсорбционную осушку сырого газа, подачу и вывод насыщенного абсорбента на регенерацию, компримирование и охлаждение осушенного газа, при этом часть осушенного газа высокого давления направляют в эжектор в качестве активного потока и возвращают в технологический цикл, причем в эжекторном устройстве осуществляют предварительную осушку сырого газа путем подачи в эжектор насыщенного абсорбента с установки осушки, последующее его доулавливание и направление на установку регенерации абсорбента.A known method of preparing hydrocarbon gas for transport (patent RU No. 2171132, IPC B01D 53/26, B01D 53/14, F17D 1/12, publ. 07/27/2001 Bull. No. 21), including the separation, compression, cooling, absorption drying of crude gas supply and withdrawal of a saturated absorbent for regeneration, compression and cooling of the dried gas, while part of the dried high-pressure gas is sent to the ejector as an active stream and returned to the process cycle, and in the ejector device, preliminary drying of the raw gas is carried out by feeding in ezh vector of saturated absorbent from a drying unit, its subsequent recovery and direction to an absorbent regeneration unit.

Недостатками данного устройства являются сложность процесса, так как охлаждение и осушка газа ведутся на разных стадиях в различных аппаратах, так же необходимо наличие абсорбента, на регенерацию которого необходимо дополнительные затраты.The disadvantages of this device are the complexity of the process, since the cooling and drying of the gas are carried out at different stages in different devices, the presence of an absorbent is also necessary, the regeneration of which requires additional costs.

Наиболее близким по технической сущности является способ газодинамической сепарации(патент RU №2606427, МПК F25J 3/08, B01D 53/26, B01D 50/00, B01D 45/12, опубл. 10.12.2016 Бюл. № 34), включающий подачу потока высоконапорного многокомпонентного углеводородного газа в сопло, его изоэнтальпийное расширение и охлаждение при течении в сопле, конденсацию компонентов в охлажденном потоке газа, отделение конденсата от газовой фазы и повышение его давления путем торможения в диффузоре, причем отделенный углеводородный конденсат при контакте с исходным газом частично испаряется и при этом дополнительно охлаждается, а исходный газ охлаждают при теплообмене с хладагентом - дополнительно охлажденным конденсатом.The closest in technical essence is the method of gas-dynamic separation (patent RU No. 2606427, IPC F25J 3/08, B01D 53/26, B01D 50/00, B01D 45/12, publ. 12/10/2016 Bull. No. 34), including the flow high-pressure multicomponent hydrocarbon gas into the nozzle, its iso-enthalpy expansion and cooling during flow in the nozzle, condensation of components in a cooled gas stream, separation of condensate from the gas phase and increase of its pressure by braking in the diffuser, and the separated hydrocarbon condensate partially evaporates upon contact with the source gas It is cooled and at the same time it is additionally cooled, and the source gas is cooled during heat exchange with a refrigerant - additionally cooled condensate.

Недостатками данного способа являются сложность при изготовлении, обслуживании и ремонте сопла и необходимость использования хладагента, добавляемого непосредственно в поток газа.The disadvantages of this method are the complexity in the manufacture, maintenance and repair of the nozzle and the need to use refrigerant added directly to the gas stream.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа предварительной осушки попутного нефтяного газа простого в использовании и не требующего дополнительных реагентов для реализации.The technical task of the alleged invention is to provide a method for preliminary drying of associated petroleum gas easy to use and does not require additional reagents for implementation.

Техническая задача решается способом предварительной осушки попутного нефтяного газа, включающим подачу потока высоконапорного попутного газа в корпусе с соплом, его изоэнтальпийное расширение и охлаждение при течении в сопле, конденсацию компонентов при охлаждении, отделение конденсата от газовой фазы, повышение давления газа путем торможения, причем исходный газ также охлаждают при теплообмене с хладагентом.The technical problem is solved by the method of preliminary drying of associated petroleum gas, including the flow of a high-pressure associated gas in a housing with a nozzle, its iso-enthalpy expansion and cooling during flow in the nozzle, condensation of components during cooling, separation of condensate from the gas phase, increasing gas pressure by braking, and the initial the gas is also cooled by heat exchange with a refrigerant.

Новым является то, что предварительно определяют компонентный состав попутного газа и температуру кипения наиболее низкотемпературных компонентов и/или воды, находящейся в попутном газе, которые являются хладагентом, определяют давление кипения низкотемпературных компонентов и/или воды при температуре поступающего газа, причем из основного потока газа выделяют и направляют в корпус через сопло часть потока газа, достаточную для обеспечения высоконапорного потока через сопло, в котором скорость потока обеспечивает поддержание давления для точки кипения низкотемпературных компонентов и/или воды в корпусе, вставленном камеру охлаждения, в которой происходит отделение конденсата от газовой фазы основного потока газа для отбора конденсата в основной конденсатосборник из нижней точки, а осушенного газа - в следующую ступень обработки, при этом обеспечивают встречные потоки газа в корпусе и камере охлаждения, на выходе которой производят повышение давления газа путем торможения в объемной камере, сообщенной с дополнительным конденсатосборником для сброса образовавшегося конденсата из объемной камеры и газа, проходящего через корпус, из дополнительного конденсатосборника конденсат периодически направляют в основной конденсатосборник, а газ - откачивают струйным насосом установленным перед камерой охлаждения после разделения потока, причем в камере охлаждения поддерживают температуру ниже температуры насыщения пара при делении перекачки, но выше температуры замерзания воды.New is that pre-determine the composition of the associated gas and the boiling point of the lowest temperature components and / or water in the associated gas, which are the refrigerant, determine the boiling pressure of the low temperature components and / or water at the temperature of the incoming gas, and from the main gas stream a portion of the gas flow is isolated and directed into the housing through the nozzle to provide a high-pressure flow through the nozzle, in which the flow rate provides pressure for the boiling point of the low-temperature components and / or water in the case, the cooling chamber is inserted, in which condensate is separated from the gas phase of the main gas stream to collect condensate in the main condensate collector from the lower point, and the dried gas to the next processing stage, while providing oncoming gas flows in the casing and the cooling chamber, at the outlet of which they increase the gas pressure by braking in the volume chamber in communication with an additional condensate collector to discharge the axis of the condensate from the volumetric chamber and the gas passing through the housing, the condensate is periodically sent to the main condensate collector from the additional condensate collector, and the gas is pumped out by the jet pump installed in front of the cooling chamber after the flow is divided, and the temperature in the cooling chamber is kept below the vapor saturation temperature during pumping division, but above the freezing temperature of water.

На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements and technological connections that do not affect the implementation of the method are not shown or are conventionally shown in the drawing.

Способ предварительной осушки попутного нефтяного газа включает предварительно определяют компонентный состав попутного газа и температуру кипения наиболее низкотемпературных компонентов и/или воды, находящейся в попутном газе, которые являются хладагентом, определяют давление кипения низкотемпературных компонентов и/или воды при температуре поступающего газа (например, для n-бутана температура кипения +15°С при 0,15 МПа, для воды +60°С при 0,04 МПа и т.д.) Осуществляют подачу потока попутного газа нагнетательным насосом 1 в блок 2 предварительной осушки. В блоке 2 поток попутного газа разделяют при помощи регулируемого штуцера 3 (например, жиклер с тарированным отверстием, регулируемая задвижка или т.п.) на основной поток, направляемый в струйный насос 4, и дополнительный поток, направляемый на вход подпорного насоса 5 для обеспечения высоконапорного потока попутного газа в корпусе 6 с соплом 7, которые подбирают исходя из данных полученных при исследовании компонентного состава попутного газа. В результате происходит изоэнтальпийное расширение в сопле 7 и подержание в корпусе 6 скорости, обеспечивающей гидростатическое давление меньше давления точки кипения при температуре поступающего дополнительного потока газа для интенсивного кипения низкотемпературных компонентов (например, 0.09 МПа при + 25°С для n-бутана) и/или воды(например, 0,04°МПа при + 65°С), находящейся в попутном газе. Кипящие интенсивного кипения низкотемпературных компоненты и/или вода играют роль хладагента. Все это в совокупности обеспечивает резкое снижение температуры в корпусе 6 (особенно на выходе из сопла 7), которая передается через его стенки основному потоку попутного газа, прокачиваемому в камере охлаждения 8. Скорость основного потока попутного газа в камере охлаждения 8 поддерживают для поддержания на выходе температуры (на практике + 10°С - + 20°С) ниже температуры насыщения пара при делении перекачки (на практике: 0,4 - 10 МПа), но выше температуры замерзания воды. В результате пар из газа интенсивно конденсируется в камере охлаждения 8 и на поверхности корпуса 6 без образования «снежной шубы» (иней на поверхности теплообменника - корпуса 6, изолирующий теплообмен и ухудшающий работу блока 2) и стекает на дно камеры 8. Из низшей точки камеры охлаждения 8 конденсат периодически (например, при помощи регулируемой задвижки 9) отводится в основной конденсатосборник 10. Основной конденсатосборник 10 периодически опорожняют при наполнении (например, откачивают в мобильные цистерны - не показана).Так как потоки попутного газа в камере охлаждения 8 и корпусе 6 разнонаправлены, то охлаждение попутного газа в камере охлаждения 8 происходит постепенно от входа к выходу, а в корпусе 6 происходит постепенный нагрев попутного газа от входа к выход. При этом объем газа увеличивается от входа в выходу в корпусе 6 и из-за его небольшого поперечного сечения придерживается постоянная скорость потока и, как следствие давления по всей длине корпуса 6, на выходе которого устанавливают объемную камеру 11 для повышения давления попутного газа путем торможения. В результате в объемной камере 11 резко повышается давление и низкотемпературные компоненты и/или вода конденсируется с резким повышением температуры. Конденсат из объемной камеры 11 стекает в дополнительный конденсатосборник 12, куда выдавливается потоком газа из корпуса 6 газ из этой камеры 11. Конденсат из дополнительного конденсатосборника 12 периодически (например, при помощи регулируемой задвижки 13) отбирается в основной конденсатосборник 10, а газ, все еще насыщенный паром, из дополнительного конденсатосборника 12 откачивается струйным насосом 4 через регулируемый штуцер 14 (для исключения резкого падения давления в дополнительном конденсатосборнике 12 и объемной камере 11) и вместе с основным потоком попутного газа направляется в камеру охлаждения 8 для осушки. Для исключения срыва потока попутного газа перед подпорным насосом 5 может быть установлена компенсационная камера 15 для накапливания газа. Из камеры охлаждения 8 блока 2 предварительно осушенный попутный газ поступает при необходимости на следующие ступени очистки 16 (показаны условно). При этом при использовании не требуется никаких дополнительных реагентов для осушки (абсорбентов, хладагентов или т.п.) Все конструктивные элементы просты в изготовлении, обслуживании и ремонте, так как отсутствуют подвижные сложно изготавливаемые конструктивные элементы.The method for pre-drying associated petroleum gas includes pre-determining the composition of the associated gas and the boiling point of the lowest temperature components and / or water contained in the associated gas, which are the refrigerant, determining the boiling pressure of the low-temperature components and / or water at the temperature of the incoming gas (for example, for n-butane boiling point + 15 ° С at 0.15 MPa, for water + 60 ° С at 0.04 MPa, etc.) A flow of associated gas is supplied by pressure pump 1 to block 2, precede linen drying. In block 2, the associated gas stream is separated using an adjustable nozzle 3 (for example, a jet with a calibrated orifice, an adjustable gate valve or the like) to the main stream directed to the jet pump 4 and the additional stream directed to the inlet of the booster pump 5 to ensure high-pressure flow of associated gas in the housing 6 with the nozzle 7, which are selected based on data obtained in the study of the composition of the associated gas. As a result, isoanthalpy expansion occurs in the nozzle 7 and the speed in the housing 6 is maintained, providing hydrostatic pressure less than the boiling point pressure at the temperature of the incoming additional gas flow for intensive boiling of low-temperature components (for example, 0.09 MPa at + 25 ° С for n-butane) and / or water (for example, 0.04 ° MPa at + 65 ° C) in associated gas. Boiling boils of low temperature and / or water play the role of a refrigerant. All this together provides a sharp decrease in temperature in the housing 6 (especially at the outlet of the nozzle 7), which is transmitted through its walls to the main flow of associated gas pumped in the cooling chamber 8. The speed of the main flow of associated gas in the cooling chamber 8 is maintained to maintain the output temperature (in practice + 10 ° С - + 20 ° С) is lower than the saturation temperature of the steam during pumping division (in practice: 0.4 - 10 MPa), but above the freezing temperature of water. As a result, the vapor from the gas intensively condenses in the cooling chamber 8 and on the surface of the casing 6 without the formation of a “snow coat” (frost on the surface of the heat exchanger - casing 6, which insulates the heat transfer and impairs the operation of block 2) and flows to the bottom of the chamber 8. From the lowest point of the chamber cooling 8 condensate is periodically (for example, using an adjustable gate valve 9) discharged to the main condensate collector 10. The main condensate collector 10 is periodically emptied during filling (for example, pumped into mobile tanks - not shown). Since the flows oputnogo gas cooling chamber 8 and the housing 6 have opposite directions, the associated cooling gas in the cooling chamber 8 occurs gradually from the inlet to the outlet, and the housing 6 there is a gradual heating of associated gas from the inlet to the outlet. In this case, the gas volume increases from the entrance to the outlet in the housing 6 and, due to its small cross-section, a constant flow rate is maintained and, as a result, the pressure along the entire length of the housing 6, at the outlet of which a volume chamber 11 is installed to increase the pressure of the associated gas by braking. As a result, pressure rises sharply in the volume chamber 11 and the low temperature components and / or water condenses with a sharp increase in temperature. The condensate from the volume chamber 11 flows into an additional condensate collector 12, where the gas from this chamber 11 is squeezed out by a stream of gas from the housing 6. The condensate from the additional condensate collector 12 is periodically (for example, by means of an adjustable gate valve 13) taken to the main condensate collector 10, and the gas is still saturated with steam from the additional condensate collector 12 is pumped out by the jet pump 4 through an adjustable nozzle 14 (to prevent a sharp drop in pressure in the additional condensate collector 12 and the volume chamber 11) and together with novnym associated gas flow directed to the cooling chamber 8 for drying. To avoid disruption of the flow of associated gas in front of the booster pump 5 can be installed in the compensation chamber 15 for the accumulation of gas. From the cooling chamber 8 of block 2, the pre-dried associated gas is supplied, if necessary, to the next cleaning stages 16 (shown conditionally). At the same time, when using, no additional reagents for drying (absorbents, refrigerants, etc.) are required. All structural elements are easy to manufacture, maintain and repair, since there are no movable difficult to fabricate structural elements.

Предлагаемый способ предварительной осушки попутного нефтяного газа прост в использовании и не требует дополнительных реагентов для реализации.The proposed method for pre-drying associated petroleum gas is simple to use and does not require additional reagents for implementation.

Claims (1)

Способ предварительной осушки попутного нефтяного газа, включающий подачу потока высоконапорного попутного газа в корпусе с соплом, его изоэнтальпийное расширение и охлаждение при течении в сопле, конденсацию компонентов при охлаждении, отделение конденсата от газовой фазы, повышение давления газа путем торможения, причем исходный газ также охлаждают при теплообмене с хладагентом, отличающийся тем, что предварительно определяют компонентный состав попутного газа и температуру кипения наиболее низкотемпературных компонентов и/или воды, находящейся в попутном газе, которые являются хладагентом, определяют давление кипения низкотемпературных компонентов и/или воды при температуре поступающего газа, причем из основного потока газа выделяют и направляют в корпус через сопло часть потока газа, достаточную для обеспечения высоконапорного потока через сопло, в котором скорость потока обеспечивает поддержание давления для точки кипения низкотемпературных компонентов и/или воды в корпусе, вставленном в камеру охлаждения, в которой происходит отделение конденсата от газовой фазы основного потока газа для отбора конденсата в основной конденсатосборник из нижней точки, а осушенного газа – в следующую ступень обработки, при этом обеспечивают встречные потоки газа в корпусе и камере охлаждения, на выходе которой производят повышение давления газа путем торможения в объемной камере, сообщенной с дополнительным конденсатосборником для сброса образовавшегося конденсата из объемной камеры и газа, проходящего через корпус, из дополнительного конденсатосборника конденсат периодически направляют в основной конденсатосборник, а газ – откачивают струйным насосом, установленным перед камерой охлаждения после разделения потока, причем в камере охлаждения поддерживают температуру ниже температуры насыщения пара при делении перекачки, но выше температуры замерзания воды.A method for pre-drying associated petroleum gas, comprising supplying a flow of high-pressure associated gas in a housing with a nozzle, its iso-enthalpy expansion and cooling during flow in the nozzle, condensation of components during cooling, separation of condensate from the gas phase, increasing gas pressure by braking, and the source gas is also cooled during heat exchange with a refrigerant, characterized in that the component composition of the associated gas and the boiling point of the lowest-temperature components and / or The amount of gas contained in the associated gas, which is the refrigerant, determines the boiling pressure of the low-temperature components and / or water at the temperature of the incoming gas, moreover, from the main gas stream, a portion of the gas stream sufficient to provide a high-pressure stream through the nozzle is isolated and sent to the housing through the nozzle, wherein the flow rate maintains the pressure for the boiling point of the low-temperature components and / or water in a housing inserted in a cooling chamber in which condensate is separated from the gas of the new phase of the main gas flow for condensate withdrawal to the main condensate collector from the lower point, and of the dried gas to the next processing stage, in this case, countercurrent gas flows in the body and cooling chamber, at the outlet of which the gas pressure is increased by braking in the volume chamber communicated with an additional condensate collector to discharge the condensate formed from the volumetric chamber and gas passing through the housing, from the additional condensate collector the condensate is periodically sent to the main a condensate collector, and gas is pumped out by a jet pump installed in front of the cooling chamber after separation of the flow, and in the cooling chamber, the temperature is maintained below the saturation temperature of the steam during the division of the pumping, but above the freezing temperature of water.
RU2019141782A 2019-12-17 2019-12-17 Method for preliminary drying associated petroleum gas RU2718936C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019141782A RU2718936C1 (en) 2019-12-17 2019-12-17 Method for preliminary drying associated petroleum gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019141782A RU2718936C1 (en) 2019-12-17 2019-12-17 Method for preliminary drying associated petroleum gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2718936C1 true RU2718936C1 (en) 2020-04-15

Family

ID=70277792

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019141782A RU2718936C1 (en) 2019-12-17 2019-12-17 Method for preliminary drying associated petroleum gas

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2718936C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4061481A (en) * 1974-10-22 1977-12-06 The Ortloff Corporation Natural gas processing
WO2002056999A1 (en) * 2000-12-22 2002-07-25 Statoil Asa An apparatus for separation of a liquid from a multiphase fluid flow
RU2312279C2 (en) * 2005-11-03 2007-12-10 Общество с ограниченной ответственностью НПФ "Геопрогнозпромнефть" Method and device for low-temperature separation of gas into fractions
RU2496068C1 (en) * 2012-05-22 2013-10-20 Александр Николаевич Лазарев Method of drying and cleaning of natural gas with further liquefaction and device for its implementation
RU2606427C2 (en) * 2015-05-21 2017-01-10 Илшат Минуллович Валиуллин Method of gas-dynamic separation
RU2692859C1 (en) * 2018-12-03 2019-06-28 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4061481A (en) * 1974-10-22 1977-12-06 The Ortloff Corporation Natural gas processing
US4061481B1 (en) * 1974-10-22 1985-03-19
WO2002056999A1 (en) * 2000-12-22 2002-07-25 Statoil Asa An apparatus for separation of a liquid from a multiphase fluid flow
RU2312279C2 (en) * 2005-11-03 2007-12-10 Общество с ограниченной ответственностью НПФ "Геопрогнозпромнефть" Method and device for low-temperature separation of gas into fractions
RU2496068C1 (en) * 2012-05-22 2013-10-20 Александр Николаевич Лазарев Method of drying and cleaning of natural gas with further liquefaction and device for its implementation
RU2606427C2 (en) * 2015-05-21 2017-01-10 Илшат Минуллович Валиуллин Method of gas-dynamic separation
RU2692859C1 (en) * 2018-12-03 2019-06-28 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107213659B (en) A kind of function of mechanical steam recompression system and control method
US3725209A (en) Centrifugal distillation system
CN106395950A (en) Sea water desalination method adopting low-temperature multi-effect distillation for producing fresh water through efficient use of heat energy
US20160008734A1 (en) Device and method for vacuum dehydration of low-volatile liquid
RU2580319C2 (en) Regeneration of kinetic hydrate-formation inhibitor
JP6375559B2 (en) Evaporation concentration apparatus and evaporation concentration method
RU2718936C1 (en) Method for preliminary drying associated petroleum gas
KR101679782B1 (en) Steam production system
CN209237374U (en) A kind of direct-driving type thermo-compression evaporation concentration systems
US11071929B2 (en) Gas-water separation system and methods
CN205216242U (en) Flash distillation heat sink
GB2519321A (en) Drying apparatus and method of drying material
RU2403517C1 (en) Installation for gas line drying
RU2673518C2 (en) Heat pump salt water desalinator
CN104944485A (en) Distillation method seawater desalination system and method
US1922712A (en) Refrigerating method and apparatus
RU137666U1 (en) VACUUM CREATING SYSTEM FOR INDUSTRIAL APPARATUSES OF VACUUM REMOVAL OF OIL PRODUCTS
JP6595855B2 (en) Distillation equipment with distillation tower
US2460197A (en) Vacuum chamber evacuation
CN107270585A (en) Absorption heat pump
CN106062339A (en) Gas compression process with introduction of excess refrigerant at compressor inlet
US20180133617A1 (en) Mechanical vapor recompression system and method thereof
CN204582590U (en) Flash distillation plant
CN206113441U (en) Vapour and liquid separator and have this vapour and liquid separator's refrigeration or heat pump device
JPS5821554B2 (en) distillation equipment