RU70461U1 - INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT - Google Patents
INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT Download PDFInfo
- Publication number
- RU70461U1 RU70461U1 RU2007134686/22U RU2007134686U RU70461U1 RU 70461 U1 RU70461 U1 RU 70461U1 RU 2007134686/22 U RU2007134686/22 U RU 2007134686/22U RU 2007134686 U RU2007134686 U RU 2007134686U RU 70461 U1 RU70461 U1 RU 70461U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separator
- line
- liquid phase
- phase
- Prior art date
Links
Abstract
Полезная модель относится к области промысловой подготовки нефтяного газа методом низкотемпературной конденсации и может быть использована в нефте- и газодобывающей промышленности. Задачу расширения технологических возможностей в предлагаемой установке подготовки нефтяного газа к транспорту, включающей линию подачи сырьевого газа, сепараторы трех ступеней сепарации, рекуперативные теплообменники, дроссель, разделитель, линии выхода товарного газа и жидкой углеводородной фазы, решают за счет того, что она дополнительно содержит рекуперативный теплообменник, компрессор и аппарат воздушного охлаждения, установленные в линии подачи сырьевого газа, рекуперативный теплообменник, установленный перед сепаратором первой ступени сепарации, трехпоточную вихревую трубу с линией отвода жидкой фазы, установленную в линии отвода газовой фазы между сепараторами третьей и четвертой ступени, сепаратор-деэтанизатор с линиями выхода жидкой фазы и отвода газовой фазы в линию подачи сырьевого газа, линии отвода жидкой фазы сепараторов четырех ступеней и трехпоточной вихревой трубы соединены через дроссель с низкотемпературным разделителем, снабженным встроенным теплообменником и установленным в линии отвода газовой фазы между сепараторами второй и третьей ступеней сепарации, а линия отвода жидкой фазы из низкотемпературного разделителя соединена с сепаратором-деэтанизатором через рекуперативный теплообменник, установленный перед сепаратором первой ступени, параллельно которому установлен регулятор подачи холодной жидкой фазы. Технический результат заключается в обеспечении возможности дополнительного выделения из газа жидкой фазы и ее дегазации, способствующей более глубокому извлечению целевых компонентов (С3 и выше) при одновременном повышении качества товарного газа до соответствия его требованиям ОСТ 51.40-83 и стабилизации жидких углеводородов. 1 н.п.ф., 1 фиг.The utility model relates to the field of field preparation of petroleum gas by low-temperature condensation and can be used in the oil and gas industry. The task of expanding technological capabilities in the proposed installation for the preparation of oil gas for transport, including a feed gas line, separators of three separation stages, recuperative heat exchangers, an inductor, a separator, output gas lines and liquid hydrocarbon phase, is solved due to the fact that it additionally contains a regenerative a heat exchanger, compressor and air-cooling apparatus installed in the feed gas supply line, a regenerative heat exchanger installed in front of the separator separation stage, three-flow vortex tube with a liquid phase discharge line installed in the gas phase line between the third and fourth stage separators, a separator-deethanizer with liquid phase and gas phase lines in the feed gas line, liquid phase lines of the four separators steps and a three-flow vortex tube are connected via a choke to a low-temperature separator equipped with an integrated heat exchanger and installed in the gas phase exhaust line between the second and third separators tupeney separation, and the line carrying the liquid phase from the low temperature separator is connected to the separator-deethanizer through a recuperative heat exchanger arranged upstream of the separator of the first stage, which is mounted parallel to the controller supply of cold liquid phase. The technical result consists in providing the possibility of additional isolation of the liquid phase from the gas and its degassing, which contributes to a deeper extraction of the target components (C 3 and above) while improving the quality of the commercial gas until it meets the requirements of OST 51.40-83 and stabilization of liquid hydrocarbons. 1 n.p.f., 1 Fig.
Description
Полезная модель относится к области промысловой подготовки нефтяного газа методом низкотемпературной конденсации и может быть использована в нефте- и газодобывающей промышленности.The utility model relates to the field of field preparation of petroleum gas by low-temperature condensation and can be used in the oil and gas industry.
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений при подготовке из нефтяного газа выделяются тяжелые углеводороды (С3 и выше) с получением стабильного конденсата или сжиженных углеводородов (ШФЛУ). Подготовленный газ при наличии доступа направляется в газотранспортную систему и далее к потребителю, а при отсутствии доступа утилизируется на месте, например для получения тепловой или электрической энергии.During the operation of oil fields during preparation, heavy hydrocarbons (C 3 and higher) are extracted from oil gas to produce stable condensate or liquefied hydrocarbons (BFLH). The prepared gas, with access, is sent to the gas transmission system and then to the consumer, and if there is no access, it is disposed of locally, for example, to receive heat or electricity.
Известна установка для утилизации попутного газа при подготовке нефти на промыслах, включающая последовательно соединенные нефтепроводами три ступени сепарации, содержащих газопроводы, эжектор, задвижки, установленные на первом газопроводе первой ступени сепарации и на каждом нефтепроводе между ступенями сепарации, работающие в автоматическом режиме и соединенные с датчиками давления и приводом [Патент на полезную модель №23244, 7МПК B01D 19/00, з. №2001103594, приоритет 07.02.2001, опубл. 10.06.2002 в БИ №16].A known installation for the utilization of associated gas in the preparation of oil in the fields, including three stages of separation sequentially connected by oil pipelines, containing gas pipelines, an ejector, valves installed on the first gas pipeline of the first separation stage and on each pipeline between the separation stages, operating in automatic mode and connected to sensors pressure and drive [Patent for utility model No. 23244, 7MPK B01D 19/00, z. No. 2001103594, priority 02/07/2001, publ. 06/10/2002 in BI No. 16].
Наиболее близкой к заявляемой по назначению и совокупности существенных признаков является установка подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, включающая линию подачи сырьевого газа, последовательно соединенные линиями отвода газовой фазы сепараторы трех ступеней сепарации с линиями отвода жидкой фазы, рекуперативные теплообменники первой и второй ступеней охлаждения, дроссель, разделитель с линией отвода жидкой фазы, а также линии выхода газа и The closest to the claimed purpose and the set of essential features is the installation of preparing a gas condensate mixture for transport, including a feed gas line, separators of three separation stages connected to the lines of the gas phase separation with lines of the liquid phase, recuperative heat exchangers of the first and second cooling stages, a choke, a separator with a line for the removal of the liquid phase, as well as the gas outlet line and
жидкой углеводородной фазы [Патент РФ №2119049, 6МКИ Е21В 43/34, приоритет от 15.12.1996, опубл. 20.09.1998 в БИ №26].liquid hydrocarbon phase [RF Patent No. 2119049, 6MKI E21B 43/34, priority dated 12/15/1996, publ. 09/20/1998 in BI No. 26].
Основным недостатком известных установок является их низкая эффективность подготовки газа ввиду ограниченных технологических возможностей, не позволяющих обеспечить достаточно необходимую степень извлечения целевых углеводородов (С3 и выше).The main disadvantage of the known installations is their low efficiency of gas preparation due to the limited technological capabilities that do not allow to provide a sufficiently necessary degree of extraction of the target hydrocarbons (C 3 and above).
Заявляемая полезная модель решает задачу расширения технологических возможностей установки путем обеспечения более глубокого извлечения целевых компонентов (С3 и выше) из нефтяного газа в процессе его подготовки к транспорту.The claimed utility model solves the problem of expansion of technological capabilities installation by providing a better retrieval target components (C3 and above) of the gas in the process of preparation for transport.
Поставленная задача в предлагаемой установке подготовки нефтяного газа к транспорту, включающей линию подачи сырьевого газа, последовательно соединенные линиями отвода газовой фазы сепараторы трех ступеней сепарации с линиями отвода жидкой фазы, рекуперативные теплообменники, дроссель, разделитель с линией отвода жидкой фазы, линии выхода товарного газа и жидкой углеводородной фазы, решается тем, что она дополнительно содержит рекуперативный теплообменник, компрессор и аппарат воздушного охлаждения, установленные в линии подачи сырьевого газа, рекуперативный теплообменник, установленный перед сепаратором первой ступени сепарации, трехпоточную вихревую трубу с линией отвода жидкой фазы, установленную в линии отвода газовой фазы из сепаратора третьей ступени в сепаратор четвертой ступени сепарации, сепаратор-деэтанизатор с линиями выхода жидкой фазы и отвода газовой фазы в линию подачи сырьевого газа, линии отвода жидкой фазы сепараторов четырех ступеней сепарации и трехпоточной вихревой трубы соединены через дроссель с низкотемпературным разделителем, снабженным встроенным теплообменником и установленным в линии отвода газовой фазы между сепараторами второй и третьей ступеней сепарации, а линия отвода жидкой фазы из низкотемпературного разделителя соединена с сепаратором-деэтанизатором через рекуперативный теплообменник, установленный перед The task in the proposed installation for the preparation of oil gas for transport, including a feed gas line, separators of three separation stages connected to the lines of the gas phase separation with lines of the liquid phase, recuperative heat exchangers, a choke, a separator with a line for the removal of the liquid phase, the output gas line and liquid hydrocarbon phase, it is decided that it further comprises a recuperative heat exchanger, a compressor and an air cooling apparatus installed in the cheese supply line gas, a recuperative heat exchanger installed in front of the separator of the first separation stage, a three-flow vortex tube with a liquid phase discharge line, installed in the gas phase exhaust line from the third stage separator to the fourth separation separator, a separator-deethanizer with liquid phase and gas phase discharge lines to the feed gas supply line, the liquid phase discharge lines of the separators of the four separation stages and the three-stream vortex tube are connected via a choke to a low-temperature separator, equipped with a built-in heat exchanger and installed in the gas phase exhaust line between the separators of the second and third separation stages, and the liquid phase exhaust line from the low-temperature separator is connected to the separator-deethanizer through a recuperative heat exchanger installed in front of
сепаратором первой ступени, параллельно которому установлен регулятор подачи холодной жидкой фазы.a first stage separator, in parallel with which a regulator for supplying a cold liquid phase is installed.
Технический результат за счет наличия дополнительных рекуперативного теплообменника, компрессора и аппарата воздушного охлаждения, установленных в линии подачи сырьевого газа и рекуперативного теплообменника, установленного перед сепаратором первой ступени сепарации, состоит в обеспечении возможности предварительного охлаждения сырьевого газа с частичной конденсацией жидкой фазы перед первой ступенью сепарации.The technical result due to the presence of additional recuperative heat exchanger, compressor and air cooling apparatus installed in the feed gas line and a recuperative heat exchanger installed in front of the separator of the first separation stage consists in providing the possibility of preliminary cooling of the raw gas with partial condensation of the liquid phase before the first separation stage.
Технический результат, получаемый за счет наличия трехпоточной вихревой трубы, установленной в линии отвода газовой фазы из сепаратора третьей ступени в сепаратор четвертой ступени сепарации, а также сепаратора четвертой ступени, заключается в обеспечении возможности дополнительного выделения жидкой фазы из газовой фазы за счет низкотемпературной конденсации.The technical result obtained due to the presence of a three-stream vortex tube installed in the line for withdrawing the gas phase from the third stage separator to the fourth stage separator, as well as the fourth stage separator, consists in providing the possibility of additional separation of the liquid phase from the gas phase due to low temperature condensation.
Технический результат, получаемый за счет наличия низкотемпературного разделителя со встроенным теплообменником, состоит в совмещении в одном аппарате функции теплообменника охлаждения газовой фазы, поступающей из сепаратора второй ступени в сепаратор третьей ступени, и разделителя сдросселированной жидкой фазы, отводимой с сепараторов четырех ступеней сепарации и трехпоточной вихревой трубы.The technical result obtained due to the presence of a low-temperature separator with an integrated heat exchanger consists in combining in one device the functions of a gas phase cooling heat exchanger coming from a second stage separator to a third stage separator and a throttled liquid phase separator removed from the separators of the four separation stages and a three-stream vortex pipes.
Вовлечение дополнительной жидкой фазы в процесс разделения в низкотемпературном разделителе и, соответственно в процесс ее дегазации в сепараторе-деэтанизаторе обеспечивает более глубокое извлечение целевых компонентов (С3 и выше), повышая стабилизацию жидкой фазы.The involvement of the additional liquid phase in the separation process in the low-temperature separator and, accordingly, in the process of its degassing in the separator-deethanizer provides a deeper extraction of the target components (C 3 and higher), increasing the stabilization of the liquid phase.
Из вышеизложенного следует, что такое конструктивное выполнение предлагаемой установки, обеспечивает возможность максимального выделения из газа жидкой фазы и ее дополнительной дегазации, способствующей более глубокому извлечению целевых компонентов (С3 и выше) при одновременном повышении качества товарного газа до It follows from the foregoing that such a constructive implementation of the proposed installation provides the possibility of a maximum separation of the liquid phase from the gas and its additional degassing, contributing to a deeper extraction of the target components (C 3 and higher) while improving the quality of the commercial gas to
соответствия его требованиям ОСТ 51.40-83 и стабилизации жидких углеводородов.compliance with its requirements OST 51.40-83 and stabilization of liquid hydrocarbons.
На фиг.1 представлена схема заявляемой установки подготовки нефтяного газа к транспорту.Figure 1 presents a diagram of the inventive installation for the preparation of oil gas for transport.
Установка состоит из линии 1 подачи сырьевого газа, на которой установлены рекуперативный теплообменник 2, компрессор 3 и аппарат воздушного охлаждения 4, рекуперативного теплообменника 5, сепараторов 6-9 четырех ступеней сепарации с линиями 10-13 отвода жидкой фазы через дроссель 14 в низкотемпературный разделитель 15. Сепараторы 6-9 соединены последовательно линиями 16-18 отвода газовой фазы. Установка также содержит рекуперативный теплообменник 19, установленный на линии 16 отвода газовой фазы из сепаратора 6 первой ступени в сепаратор 7 второй ступени сепарации, и трубчатый теплообменник 20, который встроен в низкотемпературный разделитель 15. Разделитель 15 установлен в линии 17 отвода газовой фазы между сепараторами 7 и 8 соответственно второй и третьей ступени сепарации. В линии 18 отвода газовой фазы из сепаратора 8 третьей ступени сепарации в сепаратор 9 четвертой ступени установлена трехпоточная вихревая труба 21 с линией 22 отвода жидкой фазы. Сепаратор 9 четвертой ступени сепарации через рекуперативный теплообменник 19 соединен с линией 23 выхода товарного газа. Рекуперативный теплообменник 5 установлен перед сепаратором 6 первой ступени сепарации. Низкотемпературный разделитель 15 соединен с сепаратором-деэтанизатором 24 линией 25 отвода жидкой фазы через рекуперативный теплообменник 5 и, установленный параллельно ему, регулятор 26 подачи холодной жидкой фазы. Низкотемпературный разделитель 15 и сепаратор-деэтанизатор 24 соединены с линией 1 подачи сырьевого газа линиями 27 и 28 отвода газовой фазы соответственно. Сепаратор-деэтанизатор 24 соединен с линией 29 выхода жидкой углеводородной фазы.The installation consists of a feed gas supply line 1, on which a recuperative heat exchanger 2, a compressor 3 and an air cooling apparatus 4, a recuperative heat exchanger 5, separators 6-9 of four separation stages with lines 10-13 of the liquid phase outlet through the choke 14 to the low-temperature separator 15 are installed The separators 6-9 are connected in series by lines 16-18 removal of the gas phase. The installation also includes a recuperative heat exchanger 19, installed on the line 16 of the removal of the gas phase from the separator 6 of the first stage to the separator 7 of the second stage of separation, and a tubular heat exchanger 20, which is integrated in the low-temperature separator 15. The separator 15 is installed in the line 17 of the removal of the gas phase between the separators 7 and 8, respectively, the second and third stages of separation. In the line 18 of the removal of the gas phase from the separator 8 of the third separation stage to the separator 9 of the fourth stage, a three-flow vortex tube 21 with a line 22 of the removal of the liquid phase is installed. The separator 9 of the fourth stage of separation through a recuperative heat exchanger 19 is connected to the output gas line 23. A recuperative heat exchanger 5 is installed in front of the separator 6 of the first separation stage. The low-temperature separator 15 is connected to the separator-deethanizer 24 line 25 of the removal of the liquid phase through a recuperative heat exchanger 5 and installed parallel to it, the regulator 26 of the supply of cold liquid phase. The low temperature separator 15 and the separator-deethanizer 24 are connected to the feed gas supply line 1 by gas phase exhaust lines 27 and 28, respectively. The separator-deethanizer 24 is connected to the output line 29 of the liquid hydrocarbon phase.
Предлагаемая установка работает следующим образом.The proposed installation works as follows.
Предварительно осушенный и очищенный от механических примесей сырьевой газ с температурой 8-10°С и давлением 0,7-0,8 МПа подается по линии 1 на охлаждение в рекуперативный теплообменник 2, затем в компрессор 3, где компримируется до давления 7,0 МПа, далее в аппарат воздушного охлаждения 4, где охлаждается до 35°С. Затем газ последовательно поступает в рекуперативные теплообменники 2 и 5, где охлаждается до температуры 24-26°С и 13-16°С соответственно.Pre-dried and purified from mechanical impurities feed gas with a temperature of 8-10 ° C and a pressure of 0.7-0.8 MPa is fed through line 1 for cooling to a regenerative heat exchanger 2, then to compressor 3, where it is compressed to a pressure of 7.0 MPa , then to the air cooling apparatus 4, where it is cooled to 35 ° C. Then the gas sequentially enters the recuperative heat exchangers 2 and 5, where it is cooled to a temperature of 24-26 ° C and 13-16 ° C, respectively.
Повышение давления сырьевого газа с последующим его постепенным охлаждением до образования двухфазной системы обеспечивает возможность частичной конденсации жидкой фазы перед сепаратором 6 первой ступени. Образовавшаяся газоконденсатная смесь при давлении 6,8 МПа поступает в сепаратор 6 первой ступени, где из нее выделяется основное количество жидкой фазы, а газовая фаза по линии 16 отводится через рекуперативный теплообменник 19, где охлаждается до температуры 10-12°С, в сепаратор 7 второй ступени.An increase in the pressure of the feed gas followed by its gradual cooling to the formation of a two-phase system allows partial condensation of the liquid phase in front of the separator 6 of the first stage. The resulting gas-condensate mixture at a pressure of 6.8 MPa enters the separator 6 of the first stage, where the bulk of the liquid phase is separated from it, and the gas phase is discharged through line 16 through a recuperative heat exchanger 19, where it is cooled to a temperature of 10-12 ° C, to the separator 7 second stage.
В сепараторе 7 второй ступени выделяется жидкая фаза, а газовая фаза по линии 17 после охлаждения в трубчатом теплообменнике 20 разделителя 15 до температуры 4-7°С отводится в сепаратор 8 третьей ступени, из которого после отделения жидкой фазы по линии 18 поступает в трехпоточную вихревую трубу 21. В трехпоточной вихревой трубе 21 за счет расширения, закрутки и разделения на потоки, происходит дальнейшее выделение жидкой фазы, а газовая фаза при температуре минус 4°С отводится в сепаратор 9 четвертой ступени, где из нее окончательно в процессе последующей низкотемпературной конденсации выделяется жидкая фаза. Далее отсепарированный газ после рекуперации холода в теплообменнике 19 с температурой 15-17°С и давлением порядка 5,5 МПа направляется в линию 23 выхода товарного газа.In the separator 7 of the second stage, the liquid phase is separated out, and the gas phase through line 17 after cooling in the tubular heat exchanger 20 of the separator 15 to a temperature of 4-7 ° C is discharged into the separator 8 of the third stage, from which, after separation of the liquid phase, it passes through line 18 to a three-flow vortex pipe 21. In a three-stream vortex pipe 21, due to expansion, swirling and separation into flows, a further separation of the liquid phase occurs, and the gas phase at a temperature of minus 4 ° С is discharged into the separator 9 of the fourth stage, where it is finally removed during eduyuschey liquid phase distinguished low-temperature condensation. Next, the separated gas after recovery of the cold in the heat exchanger 19 with a temperature of 15-17 ° C and a pressure of about 5.5 MPa is sent to the output gas line 23.
Жидкая фаза (углеводородный конденсат), выделившаяся в сепараторах 6-9 и трехпоточной вихревой трубе 21, по линиям 10-13 и 22 соответственно отводится через дроссель 14, где в процессе дросселирования The liquid phase (hydrocarbon condensate) released in the separators 6–9 and the three-stream vortex tube 21 is discharged through lines 10–13 and 22 through the inductor 14, where during the throttling process
жидкой фазы образуется газожидкостная смесь, которая с давлением 1,0 МПа и температурой минус 33°С поступает в низкотемпературный разделитель 15, в котором разделяется на газовую и жидкую фазы. Жидкая фаза с температурой 10-11°С по линии 25 отводится объединенными двумя потоками в сепаратор-деэтанизатор 24 через рекуперативный теплообменник 5 и параллельно через регулятор 26. Один поток жидкой фазы, нагретый в теплообменнике 5 до температуры 17-19°С, смешивается с другим более холодным потоком с температурой 10-11°С. При смешении образуется газожидкостная смесь, которая поступает в сепаратор-деэтанизатор 24. В сепараторе 24 при давлении 0,9 МПа газовая фаза отделяется от жидкой, с получением сжиженных углеводородов (С3 и выше), которые выводятся в линию 29 выхода жидкой углеводородной фазы. При этом легкие углеводороды C1 и С2 переходят в газовую фазу. Поддержание необходимой температуры дегазации обеспечивается регулятором 26. Газовые фазы из сепаратора-деэтанизатора 24 и низкотемпературного разделителя 15 по линиям 28 и 27 соответственно отводятся в линию 1 подачи сырьевого газа.a liquid-gas mixture forms, which with a pressure of 1.0 MPa and a temperature of minus 33 ° C enters the low-temperature separator 15, in which it is divided into gas and liquid phases. The liquid phase with a temperature of 10-11 ° C along line 25 is discharged by combined two streams to the separator-deethanizer 24 through a recuperative heat exchanger 5 and in parallel through the regulator 26. One stream of the liquid phase heated in the heat exchanger 5 to a temperature of 17-19 ° C is mixed with another colder stream with a temperature of 10-11 ° C. When mixing, a gas-liquid mixture is formed, which enters the separator-deethanizer 24. In the separator 24 at a pressure of 0.9 MPa, the gas phase is separated from the liquid phase to obtain liquefied hydrocarbons (C 3 and higher), which are discharged to the liquid hydrocarbon phase exit line 29. In this case, light hydrocarbons C 1 and C 2 pass into the gas phase. Maintaining the necessary temperature of degassing is provided by the regulator 26. The gas phases from the separator-deethanizer 24 and the low-temperature separator 15 along lines 28 and 27 are respectively discharged to the feed gas supply line 1.
Для предотвращения гидратообразования перед теплообменниками 2, 5, 19 и 20 предусмотрена подача метанола (на схеме не показано).To prevent hydrate formation in front of the heat exchangers 2, 5, 19 and 20, a methanol supply is provided (not shown in the diagram).
В заявляемой установке обеспечивается возможность использования в качестве источника холода - фракций, выделяемых из обрабатываемого газа, что не требует привлечение дополнительных холодильных установок, повышая тем самым экономичность установки.In the inventive installation, it is possible to use fractions emitted from the gas to be treated as a source of cold, which does not require the use of additional refrigeration units, thereby increasing the efficiency of the installation.
Использование предлагаемой установки обеспечивает глубокое извлечение целевых компонентов (С3 и выше) при одновременном повышении качества товарного газа до соответствия его требованиям ОСТ 51.40-83 и стабилизации жидких углеводородов, что способствует повышению компонентоотдачи и эффективности эксплуатации месторождений.Using the proposed installation provides a deep extraction of target components (C 3 and higher) while improving the quality of marketable gas to meet its OST 51.40-83 requirements and stabilize liquid hydrocarbons, which helps to increase component recovery and field operation efficiency.
Предлагаемая установка подготовки нефтяного газа к транспорту используется на Загорском и Капитоновском нефтяных месторождениях Оренбургской области.The proposed unit for the preparation of oil gas for transport is used in the Zagorsk and Kapitonovskoye oil fields of the Orenburg region.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134686/22U RU70461U1 (en) | 2007-09-17 | 2007-09-17 | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134686/22U RU70461U1 (en) | 2007-09-17 | 2007-09-17 | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU70461U1 true RU70461U1 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39110216
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007134686/22U RU70461U1 (en) | 2007-09-17 | 2007-09-17 | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU70461U1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493480C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
| RU2493898C1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end |
| RU2495239C1 (en) * | 2012-04-27 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method for preparation of gas from oil and gas condensate deposits for transportation and plant for its implementation |
| 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 |
| RU2507459C1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-02-20 | Валентин Николаевич Косенков | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage |
| RU2509271C2 (en) * | 2012-06-05 | 2014-03-10 | Александр Николаевич Лазарев | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas |
-
2007
- 2007-09-17 RU RU2007134686/22U patent/RU70461U1/en active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493480C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
| US8899076B2 (en) | 2009-09-30 | 2014-12-02 | Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation | Gas treatment device |
| RU2495239C1 (en) * | 2012-04-27 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method for preparation of gas from oil and gas condensate deposits for transportation and plant for its implementation |
| 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 |
| RU2509271C2 (en) * | 2012-06-05 | 2014-03-10 | Александр Николаевич Лазарев | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas |
| RU2493898C1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end |
| RU2507459C1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-02-20 | Валентин Николаевич Косенков | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2005287826B2 (en) | Systems and methods for low-temperature gas separation | |
| RU70461U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT | |
| CN107339853B (en) | Natural gas liquefaction system and method | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| RU2607708C2 (en) | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition | |
| RU2382301C1 (en) | Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
| CA2856096C (en) | System and method for liquefying natural gas using single mixed refrigerant as refrigeration medium | |
| CN105102913B (en) | Natural gas liquefaction and device | |
| US20150013378A1 (en) | Apparatus And Method For Liquefying Natural Gas By Refrigerating Single Mixed Working Medium | |
| JP2008530505A (en) | Plant and method for liquefying natural gas | |
| RU2614947C1 (en) | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation | |
| RU2009105108A (en) | METHOD FOR LIQUIDING THE FLOW OF HYDROCARBONS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2718073C1 (en) | Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases | |
| RU2010145329A (en) | METHOD AND INSTALLATION FOR LIQUIDATION OF HYDROCARBON FLOW | |
| CN106461320A (en) | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system | |
| RU2017133227A (en) | SYSTEM AND METHOD FOR LIQUIDING MIXED REFRIGERANT | |
| RU2734237C1 (en) | Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation | |
| RU128923U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE GAS CONDENSATION | |
| JP7369163B2 (en) | liquefaction system | |
| RU93513U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF GAS OR GAS-LIQUID MIXTURES (OPTIONS) | |
| RU2321797C1 (en) | Method of preparing oil gas | |
| RU2612235C1 (en) | Method and plant for deethanization gas conditioning for transportation in gas pipeline | |
| RU2714486C1 (en) | Method of reconstructing a lts plant in order to avoid the formation of flare gases (versions) | |
| RU128924U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION | |
| RU2285212C2 (en) | Method and device for liquefying natural gas |