RU2779480C1 - Block-modular mobile autonomous light-duty complex for preparing and processing associated and natural gas - Google Patents
Block-modular mobile autonomous light-duty complex for preparing and processing associated and natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779480C1 RU2779480C1 RU2021113102A RU2021113102A RU2779480C1 RU 2779480 C1 RU2779480 C1 RU 2779480C1 RU 2021113102 A RU2021113102 A RU 2021113102A RU 2021113102 A RU2021113102 A RU 2021113102A RU 2779480 C1 RU2779480 C1 RU 2779480C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- block
- gas
- complex
- hydrocarbon gas
- blocks
- Prior art date
Links
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 217
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 16
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 12
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium(0) Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 6
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 claims description 26
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 6
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 11
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 abstract description 2
- 235000019577 caloric intake Nutrition 0.000 abstract 2
- 230000004301 light adaptation Effects 0.000 abstract 1
- 230000001172 regenerating Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004450 types of analysis Methods 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 6
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 5
- 210000000214 Mouth Anatomy 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 102200068707 BEST1 F17C Human genes 0.000 description 1
- 235000010599 Verbascum thapsus Nutrition 0.000 description 1
- 240000000969 Verbascum thapsus Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005039 chemical industry Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000011031 large scale production Methods 0.000 description 1
- 238000000409 membrane extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 102220253361 rs1553234832 Human genes 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области формирования структуры производства по подготовке и переработке попутного и природного газа и может быть использовано на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.The invention relates to the field of formation of the structure of production for the preparation and processing of associated and natural gas and can be used in the oil and gas industry.
Выбросы парниковых газов, отрицательно воздействующих на экологию, ставят перед многими промышленно развитыми странами проблему уменьшения выбросов углеводородных газов в соответствии с концепциями киотского договора и углеродного следа. В этом отношении особенно опасны неучитываемые утечки парникового газа метана из выработанных нефтяных и газовых месторождений через законсервированные, ликвидированные, не имеющие балансодержателя, заброшенные, бесхозные и другие скважины.Greenhouse gas emissions, which have a negative impact on the environment, pose a problem for many industrialized countries to reduce hydrocarbon gas emissions in accordance with the concepts of the Kyoto Treaty and the carbon footprint. In this regard, unaccounted for greenhouse gas methane leaks from depleted oil and gas fields through mothballed, liquidated, without a balance holder, abandoned, abandoned and other wells are especially dangerous.
Количество подобных скважин исчисляется тысячами. Новые тысячи скважин выводятся из эксплуатации. Например, по данным Роснефти, компании требуется ликвидировать около 700 скважин, однако, по другим опубликованным данным, только в Дагестане, где месторождения разрабатываются Роснефтью, первоочередной ликвидации требуют свыше тысячи скважин. Если учесть, что в выработанных газовых месторождениях остаются неизвлеченными 10-15% газа и принять, что весь остаточный газ начнет истекать в атмосферу, то объем таких выбросов парникового газа может достичь 1 млрд. тонн в год. В настоящее время в России ликвидации требуют около 15 тысяч скважин, а в перспективе все 75 тысяч уже пробуренных на нефть и газ и неизвестное число новых скважин также потребуют ликвидации (Смирнов В. Как устранить утечку газов из простаивающих скважин. Промышленные ведомости, №№3, 4, март, апрель 2008. https://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=1407&nomer=50).The number of such wells is in the thousands. Thousands of new wells are being decommissioned. For example, according to Rosneft, the company needs to liquidate about 700 wells, however, according to other published data, only in Dagestan, where fields are developed by Rosneft, more than a thousand wells require priority liquidation. If we take into account that 10-15% of gas remains unextracted in depleted gas fields and assume that all residual gas will begin to flow into the atmosphere, then the volume of such greenhouse gas emissions can reach 1 billion tons per year. At present, about 15 thousand wells in Russia require liquidation, and in the future, all 75 thousand already drilled for oil and gas and an unknown number of new wells will also require liquidation (Smirnov V. How to eliminate gas leakage from idle wells. Industrial statements, No. 3 , 4, March, April 2008. https://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=1407&nomer=50).
По итогам 2019 года Минэнерго России отмечало, что в прошлом году доля попутного нефтяного газа в общей добыче топлива увеличилась. «Увеличение в 2019 году добычи ПНГ суммарно по России сопровождалось ухудшением общеотраслевого показателя его полезного использования, который снизился по отношению к прошлому году на 3,5 п.п. - до 81,5% (в 2018 году - 85,0%). Снижение коэффициента полезного использования было связано с увеличением нефтедобычи и ростом извлечения ПНГ на отдельных перспективных месторождениях Западной и Восточной Сибири, удаленных от основной транспортной инфраструктуры и центров газопереработки, и не располагающих достаточными производственными мощностями».At the end of 2019, the Russian Ministry of Energy noted that last year the share of associated petroleum gas in total fuel production increased. “The increase in APG production in Russia in total in 2019 was accompanied by a deterioration in the industry-wide indicator of its useful use, which decreased by 3.5 p.p. compared to the previous year. - up to 81.5% (in 2018 - 85.0%). The decrease in the efficiency factor was associated with an increase in oil production and an increase in APG recovery at certain promising fields in Western and Eastern Siberia, which are remote from the main transport infrastructure and gas processing centers and do not have sufficient production capacities.”
Специфика полезного использования заброшенных скважин частично выработанных и законсервированных газовых месторождений заключается в том, что их инфраструктура, как правило, нарушена, скважины представляют собой единичные объекты, не связанные с трубопроводными системами. Возможный дебит таких скважин невелик и нестационарен, качество газа, добываемого из различных скважин, может существенно отличаться по составу. Эти факторы усложняют организацию сбора и подготовки природного и попутного газа на законсервированных выработанных месторождениях. В определенной степени эту задачу могут решить малотоннажные производства по сжижению природного газа, которые отличают низкие удельные капитальные затраты, возможность быстрого строительства и короткий срок окупаемости (Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Роль и значение малотоннажного производства сжиженного газа для Российской Федерации. Газовая промышленность, 2015, №8, с. 90-94).The specifics of the useful use of abandoned wells of partially depleted and mothballed gas fields is that their infrastructure, as a rule, is disturbed, wells are single objects that are not connected with pipeline systems. The possible flow rate of such wells is small and non-stationary, the quality of gas produced from different wells can differ significantly in composition. These factors complicate the organization of the collection and treatment of natural and associated gas at mothballed depleted fields. To a certain extent, this problem can be solved by small-scale production for the liquefaction of natural gas, which are distinguished by low specific capital costs, the possibility of rapid construction and a short payback period (Fedorova E.B., Melnikov V.B. The role and importance of small-scale production of liquefied gas for the Russian Federation Gas industry, 2015, No. 8, pp. 90-94).
Известен способ добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси при разработке газоконденсатного месторождения, включающий использование добывающих скважин с высокими и низкими устьевыми давлениями, установки подготовки газа с контрольным сепаратором, поглощающей скважины, газосборного коллектора, трубопроводов и перерабатывающего завода, отличающийся тем, что используется подземная емкость, через которую осуществляется эксплуатация добывающей скважины при снижении устьевого давления добывающей скважины ниже минимального внутритрубного давления в газосборном коллекторе, вытеснение жидкой фазы по центральной лифтовой колонне происходит путем создания фронта оттеснения и перемещения границы раздела « газ-конденсат» к подошве подземной емкости за счет направления газожидкостной смеси добывающей скважины с высоким устьевым давлением в пространство между лифтовыми колоннами подземной емкости, контроль завершения этапов вытеснения газового конденсата и воды из подземной емкости осуществляется по изменению устьевого давления в трубном пространстве центральной лифтовой колонны подземной емкости, учет количества вытесненного из подземной емкости газа, газового конденсата и воды осуществляется по расходомерам, установленным соответственно на выходе из подземной емкости, входе на перерабатывающем заводе и устье поглощающей скважины (патент RU 2657910 С1, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/34, заявл. 30.08.2017, опубл. 18.06.2018). Недостатками данного изобретения являются:A known method for the production, collection, preparation and transportation of a low-pressure gas-liquid mixture in the development of a gas condensate field, including the use of production wells with high and low wellhead pressures, a gas treatment plant with a control separator, an absorption well, a gas collection manifold, pipelines and a processing plant, characterized in that an underground reservoir is used through which the production well is operated when the wellhead pressure of the production well drops below the minimum in-line pressure in the gas-gathering manifold, the liquid phase is displaced along the central production string by creating a pushback front and moving the gas-condensate interface to the base of the underground reservoir beyond by directing the gas-liquid mixture of a production well with a high wellhead pressure into the space between the lift columns of an underground tank, monitoring the completion of the stages of displacing gas condensate and water from underground tank is carried out by changing the wellhead pressure in the pipe space of the central lift column of the underground tank, accounting for the amount of gas, gas condensate and water displaced from the underground tank is carried out using flow meters installed respectively at the outlet of the underground tank, the inlet at the processing plant and the mouth of the absorbing well (patent RU 2657910 C1, IPC E21B 43/00, E21B 43/34, Appl. 08/30/2017, publ. 06/18/2018). The disadvantages of this invention are:
- необходимость обеспечения каждой скважины самостоятельной подземной емкостью;- the need to provide each well with an independent underground reservoir;
- сложность регулирования границы «газ-конденсат»;- the complexity of regulating the border "gas-condensate";
- необходимость дополнительной трубопроводной системы для обвязки между собой скважин с высоким и низким устьевым давлением.- the need for an additional pipeline system for piping wells with high and low wellhead pressure.
Известна система сбора, подготовки и транспортировки низконапорного газа, состоящая из низкодебитных скважин, газопровода, мобильных компрессорных установок, состоящих из входного сепаратора, винтового компрессора и газопоршневого двигателя и аппаратов охлаждения сжатого газа, и установки подготовки газа, отличающаяся тем, что часть низкодебитных скважин подключены к входу компрессора, а остальные скважины - посредством эжекторов последовательно подключены к газопроводу скважины (патент RU 2578013С1, МПК F17D 1/00, заявл. 25.02.2015, опубл. 20.03.2016). Недостатками данного изобретения являются:A known system for collecting, preparing and transporting low-pressure gas, consisting of low-rate wells, a gas pipeline, mobile compressor units, consisting of an inlet separator, a screw compressor and a gas piston engine and compressed gas cooling apparatus, and a gas treatment unit, characterized in that some of the low-rate wells are connected to the compressor inlet, and the rest of the wells are connected in series to the gas pipeline of the well by means of ejectors (patent RU 2578013C1, IPC F17D 1/00, applied on February 25, 2015, published on March 20, 2016). The disadvantages of this invention are:
- необходимость дополнительной трубопроводной системы для обвязки между собой скважин из-за перевода скважин с компрессорного на эжекторную транспортировку при изменении давления в устье скважины;- the need for an additional pipeline system to tie wells together due to the transfer of wells from compressor to ejector transportation when pressure changes at the wellhead;
- невозможность использования системы для расконсервации заброшенных скважин из-за отсутствия на отработанных полях месторождений устройств для переработки газа.- the impossibility of using the system for reactivation of abandoned wells due to the lack of devices for gas processing on the depleted fields of deposits.
Известна установка для утилизации низконапорного природного или попутного нефтяного газов, характеризующаяся тем, что она содержит газотурбинный блок, включающий дымовую трубу, в которой расположены камера сгорания и регенератор газа, вход которого сообщен с воздушным компрессором, а выход - с турбиной высокого давления, соединенной с турбиной низкого давления, которая сообщена с камерой сгорания; при этом турбина высокого давления механически связана с воздушным компрессором, и блок получения метанола, включающий до трех последовательно расположенных реакторов, сообщенных с рекуперативным теплообменником, подключенным к входу холодильника-конденсатора, и устройствами для регулирования параметров подаваемого пара, причем холодильник-конденсатор через дросселирующее устройство сообщен с сепаратором, подсоединенным к сборнику жидкой фракции, при этом к одному входу блока получения метанола подключен воздушный компрессор, к другому - компрессор по газу, который сообщен с блоком подготовки низконапорного природного или попутного нефтяного газов, а выходы блока получения метанола сообщены с газотурбинным блоком и ректификационным узлом (патент RU 2587736С1, МПК F12C 6/06, заявл. 29.04.2015, опубл. 20.06.2016). Недостатком данного изобретения является необходимость создания системы подачи углеводородных газов для расконсервации заброшенных скважин на отработанных полях при коротком времени их эксплуатации и низком дебитеA known installation for the utilization of low-pressure natural or associated petroleum gases, characterized in that it contains a gas turbine unit, including a chimney, in which a combustion chamber and a gas regenerator are located, the inlet of which is connected to an air compressor, and the outlet is connected to a high-pressure turbine connected to a low pressure turbine that communicates with the combustion chamber; at the same time, the high-pressure turbine is mechanically connected to the air compressor, and the methanol production unit, which includes up to three sequentially located reactors, communicated with a recuperative heat exchanger connected to the inlet of the cooler-condenser, and devices for controlling the parameters of the supplied steam, and the cooler-condenser through a throttling device connected to the separator connected to the liquid fraction collector, while an air compressor is connected to one inlet of the methanol production unit, a gas compressor is connected to the other, which is in communication with the low-pressure natural or associated petroleum gas preparation unit, and the outlets of the methanol production unit are connected to the gas turbine unit and a distillation unit (patent RU 2587736C1, IPC
Известен комплекс оборудования для отработки газовых месторождений, включающий газопромысловое оборудование для добычи, предварительной очистки и подготовки газа, установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно безопасными свойствами по условиям транспортирования и хранения газа, хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства для регазификации промежуточного продукта, а также оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, отличающийся тем, что установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно более безопасными по условиям транспортирования и хранения газа свойствами размещены непосредственно на газовом месторождении, а технологические комплексы для аккумулирования и переработки газа содержат хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства по регазификации промежуточного продукта и оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, технологические комплексы аккумулирования и переработки газа выполнены вблизи трасс магистральных газопроводов или мест потребления газа, хранилища-склады имеют входной канал для приема промежуточного газового продукта и выходной канал, к которому подсоединен один из входов, по меньшей мере, одной установки регазификации, выход которой через коммутирующее оборудование соединен с газораспределительными сетями потребителей, со входом установки по переработке газа после регазификации промежуточного газового продукта в другой рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью и через газораспределительную станцию с магистральным газопроводом (патент RU 2443851С1, МПК Е21В 43/00, заявл. 15.06.2010, опубл. 17.02.2012). Недостатками данного изобретения являются:A known complex of equipment for the development of gas fields, including gas production equipment for production, preliminary purification and treatment of gas, installations for processing gas into an intermediate product with relatively safe properties in terms of transportation and storage of gas, storage facilities for accumulating and storing an intermediate product, devices for regasification of the intermediate product, as well as equipment for processing gas into a market product with a higher added value, characterized in that gas processing units into an intermediate product with relatively safer gas transportation and storage properties are located directly at the gas field, and technological complexes for storage and processing of gas contain storage facilities for accumulation and storage of the intermediate product, devices for regasification of the intermediate product and equipment for processing gas into a market product ukt with a higher added value, technological complexes for gas storage and processing are made near the routes of main gas pipelines or places of gas consumption, storage facilities have an inlet channel for receiving an intermediate gas product and an outlet channel to which one of the inputs is connected, at least one regasification plant, the output of which is connected through switching equipment to the gas distribution networks of consumers, with the input of the gas processing plant after regasification of the intermediate gas product into another market product with a higher added value and through a gas distribution station with a main gas pipeline (patent RU 2443851C1, IPC E21B 43/ 00, dec. 06/15/2010, publ. February 17, 2012). The disadvantages of this invention are:
- невозможность его непосредственного использования в связи с тем, что на отработанных месторождениях газа, заброшенных в течение десятков лет, отсутствует какая-либо инфраструктура, позволяющая направлять газ на переработку непосредственно от устьев скважин;- the impossibility of its direct use due to the fact that the depleted gas fields that have been abandoned for decades do not have any infrastructure that allows directing gas for processing directly from the wellheads;
- нерациональность строительства комплекса на отработанном месторождении газа вследствие короткого срока доработки месторождения и неопределенности дебита расконсервируемых скважин.- irrationality of building a complex at a depleted gas field due to the short period of completion of the field and the uncertainty of the flow rate of reactivated wells.
Известна установка мобильная для исследования и освоения скважин, характеризующаяся тем, что содержит сепаратор и емкость для сбора жидкости, конструктивно объединенные в единую конструкцию, линии входа газоконденсатной смеси, замера газа, замера жидкости, дренажа, при этом линии замера газа и жидкости выполнены с возможностью подсоединения к шлейфу, линия замера газа выполнена с возможностью подключения к трубопроводу на факел, оборудована средством для определения расхода газа, регулятором расхода газа, емкость для сбора жидкости имеет тарированные отметки, снабжена узлом отбора проб жидкости, датчиком уровня и тарированными по уровню визуальными указателями уровня раздела сред и уровня жидкости, линия замера жидкости оборудована счетчиком жидкости, регулирующим отсечным клапаном и выполнена с возможностью соединения через запорную арматуру с линией дренажа, отличающаяся тем, что сепаратор оснащен предохранительно-сбросным клапаном, введены линия ввода метанола и обводная линия, линия ввода метанола выполнена с возможностью соединения через клапан обратный с линией входа газоконденсатной смеси и оборудована расходной емкостью, насосом высокого давления, расходомером, обводная линия выполнена с возможностью соединения через запорную арматуру с линией входа газоконденсатной смеси и выполнена с возможностью подсоединения к шлейфу, причем линия входа газоконденсатной смеси оборудована двумя параллельными узлами редуцирования, на каждый из которых установлены запорная арматура и дроссель, линия замера газа оборудована двумя параллельными узлами замера расхода газа, на каждый из которых установлены запорная арматура и средство для определения расхода газа, в качестве указанного средства использован счетчик газа вихревой, линии замера газа и жидкости оборудованы устройством отбора проб, указанное выше оборудование представляет собой технологический блок, который смонтирован и закреплен на средстве передвижения (патент RU 2675815С2, МПК Е21В 47/10, заявл. 24.10.2016, опубл. 25.12.2018). Недостатками данного изобретения являются:Known installation mobile for exploration and development of wells, characterized in that it contains a separator and a container for collecting liquid, structurally integrated into a single structure, the line of entry of the gas condensate mixture, gas measurement, liquid measurement, drainage, while the gas and liquid measurement lines are made with the possibility connection to the loop, the gas metering line is made with the ability to connect to the pipeline to the flare, equipped with a means for determining the gas flow rate, a gas flow regulator, the liquid collection tank has calibrated marks, equipped with a liquid sampling unit, a level sensor and visual level gauges calibrated according to the level separation of media and liquid level, the liquid metering line is equipped with a liquid meter, a control shut-off valve and is made with the possibility of connection through a shut-off valve with a drainage line, characterized in that the separator is equipped with a safety relief valve, a methanol inlet line and a bypass line are introduced, the methanol input line is configured to be connected through a check valve to the gas condensate mixture inlet line and is equipped with a flow tank, a high pressure pump, a flow meter, the bypass line is configured to be connected through shutoff valves to the gas condensate mixture inlet line and is configured to be connected to the loop, and the line the gas condensate mixture inlet is equipped with two parallel reduction units, each of which is equipped with shutoff valves and a throttle, the gas metering line is equipped with two parallel gas flow metering units, each of which is equipped with shutoff valves and a means for determining gas flow, a meter is used as the indicated means vortex gas, gas and liquid measuring lines are equipped with a sampling device, the above equipment is a technological unit that is mounted and fixed on the vehicle (patent RU 2675815C2, IPC E21B 47/10, Appl. 10/24/2016, publ. 12/25/2018). The disadvantages of this invention are:
- невозможность использования для эксплуатации на заброшенных месторождениях в связи с отсутствием на них необходимой функционирующей инфраструктуры (дренажные системы, факельные устройства, внутренняя и внешняя трубопроводные системы);- the impossibility of using for exploitation at abandoned fields due to the lack of the necessary functioning infrastructure (drainage systems, flare devices, internal and external pipeline systems);
- ограниченность технологических функций заявляемого передвижного блока измерением расходов газа и жидкости, сепаратором и емкостью для накапливания жидкой фазы;- the limitation of the technological functions of the proposed mobile unit by measuring the flow of gas and liquid, a separator and a container for accumulating the liquid phase;
- отсутствие системы сбора и накапливания газовой фазы.- lack of a system for collecting and accumulating the gas phase.
Известны также система и способ разделения алкановых газов с применением для переработки сырого природного газа при помощи полевой развертываемой системы для отделения метана и жидкостей природного газа (ШФЛУ) от потока сырого газа при помощи устройства для отделения метана и жидкостей природного газа от потока сырого природного газа, содержащего: шасси, приспособленное для удержания системы для развертывания на местах; один или несколько компрессоров для сжатия потока сырого природного газа; один или несколько дегидраторов для удаления воды из потока сжатого природного газа; холодильник, имеющий одну или несколько стадий для снижения температуры потока обезвоженного, компримированного природного газа; и разделение системы на подсистемы, адаптированные к разделению обезвоженного, сжатого, и охлажденного газового потока на три продукта: поток, состоящий в основном из метана, содержащий не менее 80% метана, этановый поток, обогащенный высоким содержанием этана, и газового конденсата трансляций, имеющим давление пара не более 250 фунтов на квадратный дюйм СДО при 38°С (патент US 201403666577 System sand methods for separating alkane gases with application storage natural gas processing, МПК F25P 1/08, F17C 9/02, F25J 3/02, заявл. 21.11.2013, опубл. 18.12.2014). Недостатками данного изобретения являются:Also known is a system and method for the separation of alkane gases using for processing raw natural gas using a field deployable system for separating methane and natural gas liquids (NGL) from a raw gas stream using a device for separating methane and natural gas liquids from a raw natural gas stream, comprising: a chassis adapted to hold the system for field deployment; one or more compressors for compressing the raw natural gas stream; one or more dehydrators for removing water from the compressed natural gas stream; a refrigerator having one or more stages for reducing the temperature of the dehydrated, compressed natural gas stream; and division of the system into subsystems adapted to the division of the dehydrated, compressed, and cooled gas stream into three products: a stream consisting mainly of methane containing at least 80% methane, an ethane stream enriched with a high content of ethane, and a translational gas condensate having steam pressure not more than 250 psi LMS at 38 ° C (patent US 201403666577 System sand methods for separating alkane gases with application storage natural gas processing, IPC F25P 1/08, F17C 9/02, F25J 3/02, Appl. November 21, 2013, published on December 18, 2014). The disadvantages of this invention are:
- загрязнение оборудования механическими примесями, содержащимися в исходном газе, приводящее к нарушениям в работе компрессоров;- contamination of equipment with mechanical impurities contained in the source gas, leading to disruptions in the operation of compressors;
- отсутствие очистки исходного газа от сероводорода и диоксида углерода, в результате чего исходный газ попадает на установку, что вызывает загрязнение конечных продуктов кислыми примесями;- lack of purification of the source gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide, as a result of which the source gas enters the plant, which causes contamination of the final products with acidic impurities;
- использование циклона для разделения газообразных и жидких углеводородов, что соответствует только одной теоретической тарелке и не обеспечивает достаточной четкости разделения;- the use of a cyclone to separate gaseous and liquid hydrocarbons, which corresponds to only one theoretical plate and does not provide sufficient clarity of separation;
- жесткая компоновка набора аппаратов на одной автомобильной платформе ограничивает производительность установки габаритами набора аппаратов;- rigid layout of a set of devices on one vehicle platform limits the performance of the installation by the dimensions of the set of devices;
- жесткая компоновка набора аппаратов на одной автомобильной платформе ограничивает технические возможности установки и не позволяет адаптировать ее к особенностям состава перерабатываемого газа.- the rigid arrangement of a set of devices on one vehicle platform limits the technical capabilities of the installation and does not allow it to be adapted to the characteristics of the composition of the processed gas.
При создании изобретения ставилась задача разработки блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа, получаемого из расконсервируемых скважин выработанных месторождений с утраченной инфраструктурой, и обеспечивающего формирование гибкой технологической схемы переработки газа за счет набора необходимых блоков, образующих модули, размещаемые на автомобильных платформах, с учетом специфики расконсервируемого месторождения, дебита и состава газа на месте дислокации, промышленной структуры, инфраструктуры и логистики региона.When creating the invention, the task was to develop a block-modular mobile autonomous low-tonnage complex for the preparation and processing of associated and natural gas obtained from reactivated wells of depleted fields with lost infrastructure, and providing the formation of a flexible technological scheme for gas processing due to a set of necessary blocks that form modules placed on automobile platforms, taking into account the specifics of the field being mothballed, the flow rate and composition of gas at the location, the industrial structure, infrastructure and logistics of the region.
Поставленная задача решается за счет того, что блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа состоит из технологических аппаратов и устройств, установленных на движущихся платформах, используется при расконсервации эксплуатационных и разведочных скважин, подключается к одной или кусту близрасположенных расконсервируемых скважин, при этом технологические аппараты объединены в отдельные блоки, обеспечивающие реализацию конкретной технологической задачи, выбранные из группы:The problem is solved due to the fact that the block-modular mobile autonomous low-tonnage complex for the preparation and processing of associated and natural gas consists of technological apparatus and devices installed on moving platforms, is used during the reactivation of production and exploration wells, is connected to one or a cluster of nearby reactivated wells , while technological devices are combined into separate blocks that ensure the implementation of a specific technological task, selected from the group:
А-1 - блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа;A-1 - block accounting parameters and consumption of the original hydrocarbon gas;
А-2 - блок лабораторных анализов углеводородного газа;A-2 - block of laboratory analyzes of hydrocarbon gas;
А-3 - блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей;A-3 - block of mechanical cleaning of hydrocarbon gas from mechanical impurities;
А-4 - блок гидромеханической очистки углеводородного газа от воды;A-4 - block hydromechanical purification of hydrocarbon gas from water;
А-5 - блок разделения углеводородного газа и жидких углеводородов;A-5 - block for the separation of hydrocarbon gas and liquid hydrocarbons;
Б-1 - блок мембранного выделения гелия из углеводородного газа;B-1 - unit for membrane separation of helium from hydrocarbon gas;
Б-2 - блок абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода;B-2 - block of absorption purification of hydrocarbon gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide;
Б-3 - блок регенерации абсорбента;B-3 - absorbent regeneration unit;
Б-4 - блок рекуперативных теплообменников;B-4 - block of recuperative heat exchangers;
Б-5 - блок аппаратов воздушного охлаждения;B-5 - block of air coolers;
В-1 - блок электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания;V-1 - a block of electric generators driven by internal combustion engines;
В-2 - блок генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа;B-2 - a block of steam generators with energy supply from the combustion of hydrocarbon gas;
В-3 - блок генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа;B-3 - adsorbent regeneration gas generator unit with energy supply from hydrocarbon gas combustion;
Г-1 - блок адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа;G-1 - a block of adsorbers that provide deep drying of natural gas;
Г-2 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента;G-2 - a block of compressors providing the principle of multi-stage compression of the refrigerant;
Г-3 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа;G-3 - block of compressors providing the principle of multi-stage compression of hydrocarbon gas;
Г-4 - блок холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение углеводородного газа хладагентом;G-4 - a block of refrigerators that provide deep cooling of hydrocarbon gas with a refrigerant;
Г-5 - блок детандеров, обеспечивающих глубокое охлаждение природного газа;G-5 - block of expanders providing deep cooling of natural gas;
Д-1 - блок фракционирования, обеспечивающий отделение широкой фракции легких углеводородов от углеводородного газа;D-1 - fractionation unit, which provides separation of a wide fraction of light hydrocarbons from hydrocarbon gas;
Д-2 - блок криогенной ректификационной колонны, обеспечивающей производство сжиженного природного газа;D-2 - a block of a cryogenic distillation column, which ensures the production of liquefied natural gas;
Е-1 - блок емкостей для реагентов;E-1 - a block of containers for reagents;
Е-2 - блок резервуаров для хранения жидких товарных продуктов;E-2 - a block of tanks for storing liquid commercial products;
Е-3 - блок резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов;E-3 - a block of tanks for storing gaseous commercial products;
Е-4 - блок резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата;E-4 - a block of tanks for storing collected oil or gas condensate;
Е-5 - блок хранения монтажных трубопроводов; Е-6 - блок ремонтной мастерской;E-5 - assembly pipeline storage unit; E-6 - repair shop block;
Ж-1 - блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом;Zh-1 - control unit of the complex with a computer workstation;
Ж-2 -санитарно-бытовой блок;Zh-2 - sanitary unit;
при этом отдельные блоки необходимых типоразмеров могут быть объединены в модули, размещаемые на общих для модуля движущихся платформах, состав блоков и модулей подбирается в зависимости от специфических свойств углеводородного газа.at the same time, individual blocks of the required standard sizes can be combined into modules placed on moving platforms common to the module, the composition of blocks and modules is selected depending on the specific properties of hydrocarbon gas.
Особенностью комплекса является то, что отдельные заранее изготовленные и хранящиеся на складах функциональные блоки могут формировать из набора типоразмеров стандартный ряд устройств определенной производительности, позволяющий обеспечивать потребности конкретного месторождения газа, на которое будет направляться создаваемый комплекс. Номенклатура блоков обеспечивает комплексу реализацию определенных технологических приемов в условиях автономной эксплуатации комплекса, когда с его помощью необходимо отобрать газ из заброшенного месторождения с разрушенной инфраструктурой и удаленных от источников электроэнергии и населенных пунктов на десятки километров или утилизировать природный или попутный газ действующих месторождений, который ранее сжигался на факелах. Подбор блоков необходимой производительности позволяет адаптировать формируемый комплекс под конкретные особенности расконсервируемого месторождения (состав газа, число скважин, их возможный дебит), при этом также обосновывается технологическая схема комплекса с учетом инфраструктуры и логистики региона, а также его промышленную структуру, что позволяет разработать оптимальный набор конечной продукции из следующих вариантов:A feature of the complex is that separate prefabricated and stored in warehouses functional blocks can form a standard range of devices of a certain capacity from a set of standard sizes, which allows meeting the needs of a particular gas field to which the created complex will be directed. The nomenclature of blocks provides the complex with the implementation of certain technological methods in the conditions of autonomous operation of the complex, when it is necessary to take gas from an abandoned field with destroyed infrastructure and tens of kilometers away from electricity sources and settlements, or to utilize natural or associated gas from existing fields that was previously flared. on torches. The selection of units of the required capacity allows adapting the complex being formed to the specific features of the field being mothballed (gas composition, number of wells, their possible flow rate), while also substantiating the technological scheme of the complex, taking into account the infrastructure and logistics of the region, as well as its industrial structure, which allows developing the optimal set end products from the following options:
- начальная подготовка природного газа и его транспортировка к пунктам дальнейшей переработки;- initial preparation of natural gas and its transportation to points of further processing;
- получение товарного топливного газа и его транспортировка к пунктам сбора газа у магистральных газопроводов;- receipt of commercial fuel gas and its transportation to gas collection points near main gas pipelines;
- получение товарного топливного газа с его транспортировкой к пунктам сбора газа у магистральных газопроводов и широкой фракции легких углеводородов с ее транспортировкой к перекачивающим станциям продуктопроводов;- receipt of commercial fuel gas with its transportation to gas collection points near main gas pipelines and a wide fraction of light hydrocarbons with its transportation to pumping stations of product pipelines;
- получение сжиженного природного газа с его транспортировкой потребителю;- obtaining liquefied natural gas with its transportation to the consumer;
- получение сжиженного природного газа с его транспортировкой потребителю и широкой фракции легких углеводородов с ее транспортировкой к перекачивающим станциям продуктопроводов. Блоки группы А обеспечивают первичную очистку и сепарацию углеводородного газа от механических примесей, воды и жидких углеводородов. Блоки группы Б состоят из аппаратов, из которых компонуется технологическая схема абсорбционной очистки добываемого газа от сероводорода и диоксида углерода, кроме того, при наличии в углеводородном газе достаточно высокой концентрации дорогостоящего и дефицитного газа гелия, предусмотрено его извлечение мембранным методом. Блоки группы В включают энергетические генераторы, вырабатывающие электрический ток, и водяной пар, необходимый для работы некоторых технологических аппаратов других блоков. Аппараты блоков Г обеспечивают глубокую осушку углеводородного газа и компримирование его, а также специальных хладагентов для последующего криогенного разделения углеводородного газа вплоть до возможности получения сжиженного природного газа. В блоки группы Д входит оборудование, позволяющее при наличии в углеводородном газе достаточно высокой концентрации гомологов метана, вырабатывать широкую фракцию легких углеводородов - ценное сырье для газохимической промышленности. Блоки группы Е объединяют резервуарное хозяйство комплекса, склад и механическую мастерскую. Блоки группы Ж обеспечивают управление работой комплекса и качество условий жизни его персонала при вахтовом методе обслуживания работы комплекса на промыслах.- production of liquefied natural gas with its transportation to the consumer and a wide fraction of light hydrocarbons with its transportation to pumping stations of product pipelines. Units of group A provide primary purification and separation of hydrocarbon gas from mechanical impurities, water and liquid hydrocarbons. Blocks of group B consist of devices from which the technological scheme of absorption purification of produced gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide is assembled, in addition, if there is a sufficiently high concentration of expensive and scarce helium gas in the hydrocarbon gas, its extraction by the membrane method is provided. Blocks of group B include power generators that produce electric current and water vapor, which is necessary for the operation of some technological devices of other blocks. Units G provide deep drying of hydrocarbon gas and its compression, as well as special refrigerants for subsequent cryogenic separation of hydrocarbon gas up to the possibility of obtaining liquefied natural gas. The units of group D include equipment that allows, in the presence of a sufficiently high concentration of methane homologues in hydrocarbon gas, to produce a wide fraction of light hydrocarbons - a valuable raw material for the gas chemical industry. Blocks of group E unite the reservoir facilities of the complex, a warehouse and a mechanical workshop. Blocks of the G group ensure the management of the operation of the complex and the quality of the living conditions of its personnel with a rotational method of servicing the work of the complex in the fields.
При формировании комплекса конкретного назначения необходимое оборудование соответствующего блока обвязывается трубопроводными системами в единый фрагмент технологической схемы и жестко размещается на движущейся платформе. Совокупность необходимых блоков формирует модуль производственного назначения. В зависимости от производительности и, соответственно, габаритов аппаратов на движущейся платформе может размещаться один аппарат, блок или модуль; при больших размерах модуля он может размещаться по частям на отдельных платформах.When forming a complex for a specific purpose, the necessary equipment of the corresponding block is tied up by pipeline systems into a single fragment of the technological scheme and is rigidly placed on a moving platform. The set of necessary blocks forms a module for production purposes. Depending on the performance and, accordingly, the dimensions of the devices, one device, block or module can be placed on a moving platform; with large module sizes, it can be placed in parts on separate platforms.
Желательно, чтобы привод движущихся платформ обеспечивался колесными или гусеничными тягачами, доставляющими комплекс к месту работы, причем при длительной работе комплекса стационарно на одной позиции на расконсервируемом месторождении свободные тягачи могут эксплуатироваться по назначению в другом месте. При необходимости перемещения комплекса по месторождению из одной рабочей точки на другую все отдельные платформы могут быть последовательно перемещены одним тягачом.It is desirable that the drive of moving platforms is provided by wheeled or tracked tractors delivering the complex to the place of work, and during long-term operation of the complex stationary at one position in the reopened field, free tractors can be operated for their intended purpose in another place. If it is necessary to move the complex across the field from one operating point to another, all individual platforms can be sequentially moved by one tractor.
Целесообразно, чтобы монтажные трубопроводы при формировании комплекса были жесткими при объединении блоков в модули и блоков между собой при их размещении на одной движущейся платформе, что обеспечивает жесткость всей конструкции и обеспечивает безопасность движения комплекса при его перемещениях.It is advisable that the assembly pipelines during the formation of the complex be rigid when combining blocks into modules and blocks between themselves when they are placed on one moving platform, which ensures the rigidity of the entire structure and ensures the safety of the movement of the complex when it is moved.
Целесообразно также, чтобы монтажные трубопроводы при формировании комплекса были гибкими при объединении блоков в модули и блоков между собой при их размещении на разных движущихся платформах, что упрощает размещение движущихся платформ на рабочей площадке расконсервируемого месторождения с учетом ландшафта местности.It is also advisable that the installation pipelines during the formation of the complex be flexible when combining blocks into modules and blocks among themselves when they are placed on different moving platforms, which simplifies the placement of moving platforms on the working site of the deactivated field, taking into account the landscape of the area.
По мере заполнения резервуаров для хранения жидких товарных продуктов, нефти или газового конденсата, а также резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов обеспечивается их транспорт на движущихся платформах на пункты сбора и транспортировки товарных продуктов при помощи резервных тягачей;As the tanks for storing liquid marketable products, oil or gas condensate, as well as tanks for storing gaseous marketable products, are filled, they are transported on moving platforms to the points of collection and transportation of marketable products using standby tractors;
При добыче природного газа с высокой концентрацией метана, когда содержание этана в газе невелико, а углеводороды С3+ практически отсутствуют, то из состава комплекса целесообразно исключать блоки, связанные с выработкой, хранением и транспортировкой жидких товарных продуктов, адаптируя этим комплекс к конкретному расконсервируемому месторождению газа.When extracting natural gas with a high concentration of methane, when the ethane content in the gas is low, and C 3+ hydrocarbons are practically absent, it is advisable to exclude from the complex the blocks associated with the production, storage and transportation of liquid marketable products, thus adapting the complex to a specific field being reactivated gas.
При добыче попутного газа с содержанием гелия менее 0,03% извлечение гелия из газа мембранным способом становится слишком энергозатратным и нерентабельным, поэтому из состава комплекса целесообразно исключить блоки, связанные с выработкой, хранением и транспортировкой гелия, адаптируя этим комплекс к конкретному расконсервируемому месторождению газа.When producing associated gas with a helium content of less than 0.03%, extracting helium from gas by the membrane method becomes too energy-consuming and unprofitable, therefore, it is advisable to exclude from the complex the blocks associated with the production, storage and transportation of helium, thus adapting the complex to a specific gas field being reactivated.
Образующиеся при эксплуатации емкостей хранения жидких и газообразных продуктов сдувки углеводородного газа рекомендуется использовать в качестве топлива в блоке Е-2 или возвращать на соответствующую ступень сжатия блока компрессоров Г-2 в качестве хладагента или смешивать с сырьем блока криогенной ректификационной колонны Д-2, что снижает загрязнение окружающей среды по сравнению с ситуацией, когда сдувки сбрасывают в атмосферу.It is recommended to use the storage tanks for liquid and gaseous products of hydrocarbon gas purge formed during the operation as fuel in the E-2 unit or return to the appropriate compression stage of the G-2 compressor unit as a refrigerant or mix with the raw material of the D-2 cryogenic distillation column unit, which reduces environmental pollution compared to the situation when the vents are discharged into the atmosphere.
Целесообразно часть очищенного углеводородного газа после блока А-4 направлять в качестве топлива в блоки Б-2 и Б-3, что обеспечивает автономность работы комплекса.It is advisable to send part of the purified hydrocarbon gas after block A-4 as fuel to blocks B-2 and B-3, which ensures the autonomy of the complex.
В качестве альтернативного варианта аппаратурного оформления комплекса возможна замена энергоемких блоков Б-1 (извлечение гелия мембранным методом), Б-2, Б-3 (абсорбционное извлечение сероводорода и диоксида углерода) блоком короткоцикловой адсорбции примесей, работающим без дополнительного подвода тепловой энергии.As an alternative hardware design of the complex, it is possible to replace energy-intensive blocks B-1 (helium extraction by the membrane method), B-2, B-3 (absorptive extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide) with a block of short-cycle adsorption of impurities, operating without additional supply of thermal energy.
При отсутствии в регионе потребности в сжиженном природном газе, из состава комплекса исключаются блоки Б-3 и Г-1 и вырабатываемый комплексом топливный газ транспортируется в емкости на подвижной платформе в ближайшие населенный пункт для коммунальных нужд или перекачивающую станцию газопровода.If there is no need for liquefied natural gas in the region, blocks B-3 and G-1 are excluded from the complex, and the fuel gas produced by the complex is transported to tanks on a mobile platform to the nearest settlement for communal needs or a gas pipeline pumping station.
Подключение комплекса к одной расконсервируемой скважине с большим дебитом газа в устье, соответствующим производственной мощности комплекса, или к кусту близрасположенных расконсервируемых скважин с низкими дебитами газа в устье, суммарно соответствующими производственной мощности комплекса, целесообразно обеспечить гибкими монтажными трубопроводами, что позволяет игнорировать неровности ландшафта и сократить число перемещений комплекса по площадке расконсервируемого месторождения газа.Connection of the complex to one reactivated well with a large gas flow rate at the wellhead, corresponding to the production capacity of the complex, or to a cluster of nearby reactivated wells with low gas flow rates at the wellhead, in total corresponding to the production capacity of the complex, it is advisable to provide flexible installation pipelines, which allows ignoring landscape irregularities and reducing the number of movements of the complex along the site of the reactivated gas field.
При эксплуатации комплекса в регионах зоны вечной мерзлоты рекомендуется пространство между платформами с размещенными на них высокотемпературными блоками и почвой теплоизолировать, во избежание нарушения теплового баланса экосистемы.During the operation of the complex in the regions of the permafrost zone, it is recommended that the space between the platforms with high-temperature blocks placed on them and the soil be thermally insulated in order to avoid disturbing the thermal balance of the ecosystem.
Технологический режим взаимосвязанных блоков обеспечивается тем, что блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом Ж-1 содержит систему автоматического управления с коррекцией ее методами математического моделирования с компьютерного рабочего места блока управления, что позволяет регулировать работу технологических аппаратов при изменении дебита подключенной скважины.The technological mode of interconnected units is ensured by the fact that the control unit of the complex with a computer workstation Zh-1 contains an automatic control system with its correction by mathematical modeling methods from the computer workstation of the control unit, which makes it possible to regulate the operation of technological devices when the flow rate of the connected well changes.
В том случае, когда на расстоянии, приемлемом для транспортировки вырабатываемых на комплексе продуктов из газа, добываемого на расконсервируемом месторождении, размещен пункт сбора и транспортировки углеводородного газа, имеющий резервные производственные мощности для глубокой переработки природного и попутного газа, то при формировании комплекса рекомендуется исключить блоки Б-1 - Б-5, В-2, В-3, Г-1, Г-2, Г-4, Г-5, Д-1, Д-2, Е-1, Е-2, поскольку малотоннажное производство комплекса менее эффективно по сравнению с крупным производством, ограничивая состав комплекса только блоками, обеспечивающими первичную очистку природного газа, его компримирование и транспортировку в емкостях до крупного газоперерабатывающего предприятия.In the event that at a distance acceptable for the transportation of products produced at the complex from the gas produced at the reactivated field, there is a point for collecting and transporting hydrocarbon gas, which has reserve production facilities for the deep processing of natural and associated gas, then when forming the complex, it is recommended to exclude blocks B-1 - B-5, V-2, V-3, G-1, G-2, G-4, G-5, D-1, D-2, E-1, E-2, since low-tonnage the production of the complex is less efficient compared to large-scale production, limiting the composition of the complex only to blocks that provide primary purification of natural gas, its compression and transportation in containers to a large gas processing enterprise.
Заявляемое изобретение поясняется схемами, приведенными на фиг. 1-4, схематически изображающими различные варианты развертывания и функционирования заявляемого комплекса на расконсервируемых заброшенных месторождениях.The claimed invention is illustrated by the diagrams shown in Fig. 1-4, schematically depicting various options for the deployment and operation of the proposed complex in reactivated abandoned deposits.
На фиг. 1 приводится общая схема реализации работы комплекса. При принятии решения о возможности дополнительного отбора газа на заброшенном месторождении 1 с большим количеством законсервированных скважин 2 формируется блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс 3 подготовки и переработки попутного и природного газа, состоящий из необходимого количества модулей 4, выдвигаемый в район месторождения 1. На месторождении 1 комплекс 3 подключается к устьям одной или нескольких расконсервируемых скважин 2, обеспечивает прием, необходимую по заданию переработку газа, хранение выработанной продукции и ее отгрузку в мобильных резервуарах 5 по транспортной сети 6 региона на пункт 7 сбора и транспортировки товарных продуктов, расположенный на действующем разрабатываемом месторождении 8 газа с функционирующими скважинами 9, устья 10 которых подключены к трубопроводной сети 11 сбора собираемого газа месторождения 8. Газ, собираемый на месторождении 8, дополнительно перерабатывается до получения конечной продукции необходимого качества на пункте 7 сбора и транспортировки товарных продуктов, направляемой по трубопроводам 12 в систему 13 магистральных трубопроводов. Газ, собираемый на расконсервируемом месторождении 1 при помощи комплекса 3, в зависимости от специфики технологической и логистической взаимосвязи комплекса 3 и пункта 7 сбора и транспортировки товарных продуктов может или дополнительно перерабатываться на оборудовании пункта 7, что упрощает комплектацию комплекса 3, или сразу поступает в систему транспортировки товарных продуктов пункта 7.In FIG. 1 shows the general scheme for implementing the operation of the complex. When deciding on the possibility of additional gas withdrawal at an abandoned field 1 with a large number of mothballed
На фиг. 2 показана схема варианта развертывания комплекса 3 подготовки и переработки попутного и природного газа, состоящего из необходимого количества модулей, обеспечивающих переработку добываемого природного газа в сжиженный природный газ (СПГ), и выдвинутого в район месторождения 1. На месторождении 1 комплекс 3 подключается к устьям одной или нескольких расконсервируемых скважин 2, при помощи гибких монтажных трубопроводов 14, ими же отдельные производственные модули 15-19 комплекса объединяются в единую технологическую схему.In FIG. Figure 2 shows a diagram of an option for deploying complex 3 for the preparation and processing of associated and natural gas, consisting of the required number of modules that ensure the processing of produced natural gas into liquefied natural gas (LNG), and advanced to the area of field 1. At field 1, complex 3 is connected to the mouths of one or several reactivated
Модуль 15 - модуль первичной обработки природного газа включает блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа А-1, фиксирующий расход природного газа, его температуру и давление, блок лабораторных анализов углеводородного газа А-2, позволяющий с использованием хроматографа определить состав газа, в том числе концентрацию сероводорода, диоксида углерода, азота, гелия, блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей на фильтре тонкой очистки газа А-3, блок А-4 гидромеханической очистки углеводородного газа от воды, действующий по принципу осаждения из потока газа капельной влаги, блок А-5 разделения углеводородного газа и жидких углеводородов в виде емкости-сепаратора, подключаемый в технологическую схему модуля при дебите из скважины 2 совместно с газом потока газового конденсата или нефти.Module 15 - the module for the primary processing of natural gas includes a block for accounting for the parameters and flow rate of the initial hydrocarbon gas A-1, fixing the flow of natural gas, its temperature and pressure, a block for laboratory analyzes of hydrocarbon gas A-2, which allows using a chromatograph to determine the composition of the gas, including including the concentration of hydrogen sulfide, carbon dioxide, nitrogen, helium, a block for mechanical purification of hydrocarbon gas from mechanical impurities on the fine gas filter A-3, a block A-4 for hydromechanical purification of hydrocarbon gas from water, operating on the principle of precipitation of moisture from a gas stream, a block A-5 for separation of hydrocarbon gas and liquid hydrocarbons in the form of a separator tank, connected to the process flow diagram of the module during flow rate from well 2 together with the gas flow of gas condensate or oil.
После первичной обработки природного газа в модуле 15, очищенный от примесей в твердых и жидких фазах, газ поступает в модуль 16, в котором однофазный газ очищается от примесей снижающих теплотворную способность топливного газа - сероводорода, диоксида углерода, гелия (при его достаточно высокой концентрации в исходном сырье). Технологическое оформление этих массообменных процессов может быть достаточно разнообразным, например, модуль 16 может включать - блок Б-1 мембранного выделения гелия из углеводородного газа в виде пермеата - гелиевого концентрата, блок Б-2 абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода при помощи абсорбента, например, водного раствора амина в небольшой насадочной или тарельчатой абсорбционной колонне, эквивалентной 4-5 теоретическим тарелкам, что позволяет выделить из природного газа большую часть примесей сероводорода и диоксида углерода, блок Б-3 регенерации абсорбента в котором за счет снижения давления и повышения температуры из насыщенного абсорбента в десорбционной колонне выделяют ранее извлеченные сероводород и диоксид углерода, которые могут сбрасываться на факельное устройство или использоваться в энергетическом модуле в качестве топлива. В состав модуля 16 также входят блок Б-4 рекуперативных теплообменников и блок Б-6 аппаратов воздушного охлаждения.After the primary processing of natural gas in
Энергетический модуль 17 включает блок В-1 электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания, блок В-2 генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа или горючих примесей отделяемых от газа в модулях 15 и 16, блок В-3 генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа в том случае, если по технологической схеме предусмотрена высокотемпературная регенерация адсорбента для глубокой осушки газа перед его компримированием.
Модуль получения товарного газа 18 включает блок Г-1 адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа, состоящих по крайней мере из двух попеременно функционирующих аппаратов, из которых один работает на стадии глубокой адсорбции влаги из компримируемого далее основного потока углеводородного газа, а второй обеспечивает регенерацию адсорбента потоком горячего газа вырабатываемого в модуле 17, блок Г-2 компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента, при этом в качестве хладагента могут выступать как часть углеводородного газа, так и дополнительный хладагент азот, блок Г-3 компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа, блок Г-4 холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение хладагентом углеводородного газа и его сжижение с получением СПГ.The module for obtaining
Модуль 19 складского хозяйства, содержащий на движущихся платформах из блока Е-1 емкостей для реагентов (например, раствора амина), блока Е-2 резервуаров для хранения жидких товарных продуктов (например, СПГ), блока Е-3 резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов (в случае производства сжатого топливного газа), блока Е-4 резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата (при извлечении из скважин совместно с природным газом газового конденсата или нефти). В состав модуля 19 входит также подвижный блок Е-5 хранения монтажных трубопроводов. По мере заполнения резервуаров для хранения жидких и газообразных товарных продуктов, находящихся на подвижных платформах, производится их транспортировка на пункты 7 сбора и транспортировки товарных продуктов.
На модуле 20 размещены блок Е-6 ремонтной мастерской и блок управления комплексом 3 с компьютерным рабочим местом Ж-1, который связан системой 22 информационно-управляющих сигналов с эксплуатационными модулями 15-19.On the
В состав комплекса 3 входит также санитарно-бытовой блок Ж-2, в котором расположены помещения для санитарии, сна, отдыха, приготовления пищи персоналом комплекса, особенно в условиях его вахтового обслуживания в малонаселенном регионе.
На фиг. 3 представлен вариант компоновки оборудования модуля 15 первичной обработки природного газа и модуля 16 очистки от примесей однофазного газа на шасси 23 стандартной автодорожной платформы длиной 11987 мм и шириной 2550 мм. Оборудование, компактно размещенное на рабочей площадке платформы размером 2550 × 8918 мм, включает блок 24 учета параметров и расхода исходного углеводородного газа (А-1), фильтр 25 тонкой очистки газа от твердых частиц, входящий в блок А-3 механической очистки углеводородного газа от механических примесей, сепаратор 26, входящий в блок А-4 гидромеханической очистки углеводородного газа от капельной воды и отстойник 27, входящий в блок А-5 разделения углеводородного газа и жидких углеводородов, обеспечивающий работу комплекса при внезапном поступлении из обслуживаемой скважины вместе с газом и жидких углеводородов, например, газового конденсата. Далее на шасси 23 размещаются блок 28 абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода (Б-2), состоящий из насадочной или тарельчатой абсорбционной колонны 29 и эксгаустера 30, обеспечивающего частичную регенерацию насыщенного сероводородом и диоксидом углерода абсорбента и блок 31 регенерации абсорбента (Б-3), состоящий из десорбера 32, рефлюксной емкости 33, насоса 34 откачки кислой воды и насоса 35 подачи регенерированного абсорбента в абсорбер. Тепловой режим совместной работы блоков Б-2 и Б-3 обеспечивается блоком 36 аппаратов воздушного охлаждения (Б-5) и блоком 37 рекуперативных теплообменников (Б4). Все аппараты, установленные на шасси 23 платформы, в соответствии с технологической схемой, обвязаны между собой жесткими монтажными трубопроводами (не показаны) и укрыты тентом 38.In FIG. 3 shows a variant of the layout of the equipment of the
Для оценки эффективности использования блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа было выполнено математическое моделирование вариантов работы комплекса по сбору природного газа на отработанных месторождений с получением товарной продукции.To evaluate the effectiveness of using a block-modular mobile autonomous low-tonnage complex for the preparation and processing of associated and natural gas, mathematical modeling of the options for the operation of the complex for collecting natural gas from depleted fields with the production of marketable products was performed.
Пример 1. Природный газ из расконсервированной скважины с дебитом 800 нм3/ч проходит последовательно через модули комплекса, очищаясь от механических примесей, влаги, сероводорода и диоксида углерода и подвергается компримированию и охлаждению в холодильном цикле с использованием в качестве хладагента азота и получением сжиженного природного газа при том, что часть природного газа используется на собственные производственные нужды (для привода компрессоров и пр.). Принципиальная расчетная блок-схема комплекса приведена на фиг. 4. Материальный баланс процесса приведен в табл. 1.Example 1. Natural gas from a reactivated well with a flow rate of 800 nm 3 /h passes sequentially through the modules of the complex, being purified from mechanical impurities, moisture, hydrogen sulfide and carbon dioxide and subjected to compression and cooling in a refrigeration cycle using nitrogen as a refrigerant and obtaining liquefied natural gas, while part of the natural gas is used for its own production needs (to drive compressors, etc.). The principal design block diagram of the complex is shown in Fig. 4. The material balance of the process is given in table. one.
Пример 2. Природный газ из расконсервированной скважины с дебитом 800 нм3/ч проходит последовательно через модули комплекса, очищаясь от механических примесей, влаги, сероводорода и диоксида углерода и подвергается компримированию и охлаждению в холодильном цикле с использованием в качестве хладагента метана и получением сжиженного природного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), благодаря тому, что в комплексе применена технология дробного охлаждения и сепарации, что позволяет выделить из потока ШФЛУ в жидком виде, при том, что часть природного газа используется на собственные производственные нужды (для привода компрессоров и пр.). Принципиальная расчетная блок-схема комплекса приведена на фиг. 5. Материальный баланс процесса приведен в табл. 2.Example 2. Natural gas from a reactivated well with a flow rate of 800 nm 3 /h passes sequentially through the modules of the complex, being purified from mechanical impurities, moisture, hydrogen sulfide and carbon dioxide and subjected to compression and cooling in a refrigeration cycle using methane as a refrigerant and obtaining liquefied natural gas and a wide fraction of light hydrocarbons (NGLs), due to the fact that the complex uses fractional cooling and separation technology, which makes it possible to separate NGLs from the flow in liquid form, while part of the natural gas is used for its own production needs (to drive compressors and etc.). The principal design block diagram of the complex is shown in Fig. 5. The material balance of the process is given in Table. 2.
Материалы таблиц 1 и 2 свидетельствует о том, что заявляемый комплекс обладает достаточной гибкостью и может производить как различную продукцию, так и использовать разные хладагенты для создания условий криогенного ожижения природного газа.The materials of tables 1 and 2 indicate that the proposed complex has sufficient flexibility and can produce both different products and use different refrigerants to create conditions for cryogenic liquefaction of natural gas.
Пример 3. Выполнен сопоставительный технико-экономический анализ работы комплекса по вариантам, рассмотренным в примерах 1 и 2. Для создания технологической (перерабатывающей) части комплекса по примеру 1 с азотным холодильным циклом требуется использовать 21 единицу оборудования, а по примеру 2 с метановым холодильным циклом необходимы 20 единиц оборудования, таким образом, по технической оснащенности различные варианты реализации комплекса достаточно близки. В табл. 3 приведены данные ориентировочного ожидаемого экономического эффекта от эксплуатации блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса. Поскольку в отличие от стационарных установок и производств комплекс не может функционировать непрерывно из-за необходимых затрат времени на перебазирование, то в табл. 3 внесены данные за сутки и месяц работы комплекса.Example 3. A comparative feasibility study of the operation of the complex was carried out according to the options considered in examples 1 and 2. To create a technological (processing) part of the complex according to example 1 with a nitrogen refrigeration cycle, 21 pieces of equipment are required, and according to example 2 with a
Если допустить, что блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа сможет полезно функционировать в течение года не менее 10 месяцев, то ожидаемый экономический доход составит около 25 млн. руб.If we assume that the block-modular mobile autonomous low-tonnage complex for the preparation and processing of associated and natural gas can function usefully for at least 10 months during the year, then the expected economic income will be about 25 million rubles.
Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу разработки блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа получаемого из расконсервируемых скважин выработанных месторождений с утраченной инфраструктурой и обеспечивающего формирование гибкой технологической схемы переработки газа за счет набора необходимых блоков, образующих модули, размещаемые на автомобильных платформах, учитывающего специфику расконсервируемого месторождения, дебит и состав газа на месте дислокации, промышленную структуру, инфраструктуру и логистику региона.Thus, the claimed invention solves the problem of developing a block-modular mobile autonomous low-tonnage complex for the preparation and processing of associated and natural gas obtained from reactivated wells of depleted fields with lost infrastructure and providing the formation of a flexible technological scheme for gas processing due to a set of necessary blocks that form modules placed on automobile platforms, taking into account the specifics of the field being mothballed, the flow rate and composition of gas at the location site, the industrial structure, infrastructure and logistics of the region.
Claims (46)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779480C1 true RU2779480C1 (en) | 2022-09-07 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080022717A1 (en) * | 2004-04-05 | 2008-01-31 | Toyo Engineering Corporation | Process and apparatus for separation of hydrocarbons from liquefied natural gas |
| RU2502545C1 (en) * | 2012-08-08 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of natural gas processing and device to this end |
| US20140366577A1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| RU2574243C1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-02-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Cluster for natural gas processing with helium extraction |
| RU2657910C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit |
| RU2699160C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-09-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Natural gas processing and liquefaction complex |
| RU2715772C1 (en) * | 2019-09-02 | 2020-03-03 | Владимир Александрович Чигряй | Gas processing cluster |
| RU2715838C1 (en) * | 2019-10-01 | 2020-03-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080022717A1 (en) * | 2004-04-05 | 2008-01-31 | Toyo Engineering Corporation | Process and apparatus for separation of hydrocarbons from liquefied natural gas |
| RU2502545C1 (en) * | 2012-08-08 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of natural gas processing and device to this end |
| US20140366577A1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| RU2574243C1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-02-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Cluster for natural gas processing with helium extraction |
| RU2657910C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit |
| RU2699160C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-09-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Natural gas processing and liquefaction complex |
| RU2715772C1 (en) * | 2019-09-02 | 2020-03-03 | Владимир Александрович Чигряй | Gas processing cluster |
| RU2715838C1 (en) * | 2019-10-01 | 2020-03-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2596764C2 (en) | Natural gas liquefaction method | |
| US11161073B2 (en) | Separation of CO2 from gas mixtures | |
| EA012122B1 (en) | Process and apparatus for the liquefaction of carbon dioxide | |
| Roy et al. | Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant | |
| JP2017532524A (en) | Method and apparatus for producing LMG from various gas sources {METHOD AND ARRANGEMENT FOR PRODUCING LIQUEFIED METANE GAS FROM VARIOUS GAS SOURCES} | |
| AU2013224145A1 (en) | Gas treatment system using supersonic separators | |
| US11384623B2 (en) | Systems and methods for storing and extracting natural gas from underground formations and generating electricity | |
| CN201028930Y (en) | Natural gas liquefaction device | |
| RU2779480C1 (en) | Block-modular mobile autonomous light-duty complex for preparing and processing associated and natural gas | |
| CN103773529B (en) | Pry-mounted associated gas liquefaction system | |
| US11760940B2 (en) | Oilfield natural gas processing and product utilization | |
| CN217661593U (en) | Device for purifying and recovering carbon dioxide by low-temperature rectification | |
| CN203048901U (en) | Low-cost and low-energy natural gas recovering and processing device | |
| RU2635799C1 (en) | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field | |
| CA3173974A1 (en) | System and method for oil production equipment that minimizes total emissions | |
| CN212692272U (en) | Integrative sled of small-size LNG liquefaction | |
| WO2018118623A1 (en) | Separation of methane from gas mixtures | |
| RU2715772C1 (en) | Gas processing cluster | |
| CN203545965U (en) | Remote well associated gas recycling device | |
| CN109579433B (en) | Device and method for purifying and liquefying carbon dioxide | |
| Koumentis | Process Design and Simulation of Natural Gas Dehydration Using Triethylene Glycol | |
| RU2744415C1 (en) | Complex for processing main natural gas into marketable products | |
| CN203741275U (en) | Turbo-expanded refrigerating type mobile skid-mounted recovery device of light hydrocarbon | |
| WO2023129768A1 (en) | Gas emissions abatement systems and methods for repurposing of gas streams | |
| Ntini | Selection of a technique to separate carbon dioxide from methane for recovery of natural gas at Lake Kivu |