RU2624656C1 - Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) - Google Patents
Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2624656C1 RU2624656C1 RU2016144273A RU2016144273A RU2624656C1 RU 2624656 C1 RU2624656 C1 RU 2624656C1 RU 2016144273 A RU2016144273 A RU 2016144273A RU 2016144273 A RU2016144273 A RU 2016144273A RU 2624656 C1 RU2624656 C1 RU 2624656C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- stage
- condensate
- reduced
- stabilization
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000002699 waste material Substances 0.000 title claims 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 45
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 39
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 19
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 78
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
- C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений (сырого газа).The invention relates to methods for gas preparation by low-temperature separation and can be used in the gas industry for field preparation of well production of gas condensate fields (crude gas).
Известен способ подготовки газа (A.M. Чуракаев. Низкотемпературная ректификация нефтяного газа. - М.: «Недра», 1989, с. 6), включающий компримирование, адсорбционную осушку и очистку газа с использованием части осушенного газа для регенерации адсорбента, низкотемпературную сепарацию газа путем рекуперативного охлаждения и сепарации с получением газа и конденсата, которые подают в колонну деметанизации, первый - после расширения в детандере, второй - после дросселирования и дегазации, продукт низа колонны нагревают в рекуперативных теплообменниках и подают в колонну деэтанизации, с низа которой выводят ШФЛУ, а верха отбирают газ, который нагревают в рекуперативных теплообменниках, смешивают с нагретой в рекуперативных теплообменниках смесью продукта верха колонны деметанизации и газа дегазации, компримируют и выводят в качестве товарного газа.A known method of gas preparation (AM Churakaev. Low-temperature rectification of oil gas. - M .: "Nedra", 1989, S. 6), including compression, adsorption drying and gas purification using part of the dried gas to regenerate the adsorbent, low-temperature gas separation by recuperative cooling and separation to produce gas and condensate, which are fed to the demethanization column, the first after expansion in the expander, the second after throttling and degassing, the bottom product of the column is heated in regenerative heat exchange ikah and fed into the deethanizer column, which is output from the bottom of NGL, and the top gas is withdrawn, which is heated in the recuperative heat exchangers, mixed with the heated mixture in the recuperative heat exchangers demethanizer overhead product, and the degassing of gas is compressed and outputted as a commercial gas.
Недостатками известного способа, затрудняющими его использование в промысловых условиях, являются сложность, большое количество оборудования, применение огневого нагрева и пропанового охлаждения.The disadvantages of this method, which complicate its use in field conditions, are complexity, a large number of equipment, the use of fire heating and propane cooling.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ низкотемпературной сепарации газа (RU 2543867, опубл. 10.03.2015 г., МПК B01D 3/14, B01D 3/28), включающий трехступенчатую сепарацию сырого газа с получением на первой ступени конденсата и газа, сепарацию которого на второй ступени осуществляют в условиях дефлегмации за счет охлаждения газом и конденсатом третьей ступени, с получением конденсата и газа, который редуцируют совместно с газом дегазации и сепарируют на третьей ступени с получением газа, который нагревают и выводят в качестве товарного, и конденсата, который нагревают и дегазируют совместно с конденсатами первой и второй ступени с получением нестабильного конденсата и газа дегазации.The closest in technical essence to the claimed method is a method of low-temperature gas separation (RU 2543867, publ. 03/10/2015, IPC
Недостатком данного способа является низкая степень извлечения углеводородов C3+ из-за высокого содержания в газе тяжелых компонентов газа и потери легких компонентов с конденсатом, которые в условиях промысла безвозвратно теряются при сжигании газов дегазации конденсата.The disadvantage of this method is the low degree of extraction of C 3+ hydrocarbons due to the high content of heavy gas components in the gas and the loss of light components with condensate, which are irretrievably lost in the process of burning gas condensate degassing.
Задача изобретения - повышение степени извлечения углеводородов C3+ и исключение потерь легких компонентов газа.The objective of the invention is to increase the degree of extraction of hydrocarbons C 3+ and the exclusion of losses of light gas components.
Техническим результатом является повышение степени извлечения углеводородов C3+ за счет двухстадийной стабилизации конденсата и исключение потерь легких компонентов за счет смешения перед сепарацией: газа первой ступени - с первым, а газа второй ступени - со вторым газом стабилизации. Предложено два варианта осуществления способа.The technical result is to increase the degree of extraction of C 3+ hydrocarbons due to two-stage stabilization of the condensate and to eliminate losses of light components due to mixing before separation: the gas of the first stage with the first, and the gas of the second stage with the second stabilization gas. Two variants of the method are proposed.
Указанный технический результат в способе по первому варианту достигается тем, что в известном способе, включающем трехступенчатую сепарацию сырого газа с получением на каждой ступени газа и конденсата, с дефлегмацией газа на второй ступени за счет охлаждения газом третьей ступени, который затем выводят в качестве товарного газа, особенностью является то, что газ первой ступени перед сепарацией редуцируют и смешивают с первым газом стабилизации, конденсат первой ступени редуцируют и стабилизируют совместно с конденсатом второй ступени с получением первого газа стабилизации и остатка, газ второй ступени перед сепарацией смешивают со вторым газом стабилизации, а конденсат третьей ступени стабилизируют совместно с редуцированным остатком стабилизации с получением второго газа стабилизации и товарного конденсата.The specified technical result in the method according to the first embodiment is achieved by the fact that in the known method, which includes three-stage separation of crude gas to produce gas and condensate at each stage, with refluxing the gas in the second stage due to cooling by gas of the third stage, which is then removed as commercial gas , the peculiarity is that the gas of the first stage is reduced and mixed with the first stabilization gas before separation, the condensate of the first stage is reduced and stabilized together with the condensate of the second stage to produce a first gas stabilization and a residue gas before the separation of the second stage is mixed with a second gas stabilization, and the condensate of the third stage is stabilized together with reduced residue stabilization to produce a second gas stabilization and product condensate.
Способ по второму варианту отличается тем, что конденсат первой ступени редуцируют и стабилизируют, а конденсат третьей ступени стабилизируют совместно с редуцированными конденсатом второй ступени и остатком стабилизации.The method according to the second embodiment is characterized in that the condensate of the first stage is reduced and stabilized, and the condensate of the third stage is stabilized together with the reduced condensate of the second stage and the remainder of stabilization.
Для повышения выхода товарного конденсата целесообразно газ первой ступени предварительно охлаждать, а конденсат первой ступени предварительно нагревать. Для снижения нагрузки на стадию стабилизации конденсата второй ступени целесообразно его предварительно стабилизировать, например, за счет нагрева. При подготовке влажного газа целесообразно или подавать ингибитор гидратообразования, например метанол, в точки, определяемые расчетом, или осушать газ первой ступени и первый газ стабилизации (или конденсат первой ступени), например, путем адсорбции.To increase the yield of commodity condensate, it is advisable to pre-cool the gas of the first stage, and pre-heat the condensate of the first stage. To reduce the load on the stage of stabilization of the condensate of the second stage, it is advisable to pre-stabilize it, for example, by heating. When preparing a wet gas, it is advisable to either supply a hydrate inhibitor, for example methanol, to the points determined by the calculation, or to dry the gas of the first stage and the first stabilization gas (or condensate of the first stage), for example, by adsorption.
Стабилизацию осуществляют, например, путем фракционирования в колонне с охлаждаемой верхней и нагреваемой нижней частью. Оптимальные термобарические условия стабилизации рассчитывают в зависимости от состава и характеристики сырого газа.Stabilization is carried out, for example, by fractionation in a column with a cooled upper and heated lower part. Optimum thermobaric stabilization conditions are calculated depending on the composition and characteristics of the raw gas.
Двухступенчатая стабилизация конденсатов позволяет повысить качество товарного конденсата за счет снижения содержания легких компонентов, а смешение первого и второго газов стабилизации с газами первой и второй ступени, соответственно, позволяет исключить потери легких компонентов газа.Two-stage stabilization of condensates improves the quality of commodity condensate by reducing the content of light components, and mixing the first and second stabilization gases with gases of the first and second stages, respectively, eliminates the loss of light gas components.
Согласно первому варианту предлагаемого способа (фиг. 1) сырой газ 1 сепарируют на первой ступени 2 на газ 3, водный конденсат 4, который выводят, и углеводородный конденсат 5, который редуцируют с помощью устройства 6 и стабилизируют в колонне 7 совместно с конденсатом второй ступени 8 с получением первого газа стабилизации 9 и остатка 10. Газ первой ступени 3 редуцируют с помощью устройства 11 и в смеси с первым газом стабилизации 9 сепарируют на второй ступени в дефлегматоре 12 путем охлаждения в условиях дефлегмации с получением конденсата 8 и газа 13, который редуцируют с помощью устройства 14, смешивают со вторым газом стабилизации 15 и сепарируют на третьей ступени в сепараторе 16 с получением конденсата 17 и газа, который нагревают в дефлегматоре 12 и выводят в качестве товарного газа 18. Остаток стабилизации 10 редуцируют с помощью устройства 19 и совместно с конденсатом третьей ступени 17 стабилизируют в колонне 20 с получением товарного конденсата 21 и второго газа стабилизации 15. При необходимости газ первой ступени 3 охлаждают в теплообменнике 22, а конденсат первой ступени нагревают в теплообменнике 23, кроме того, низ дефлегматора 12 может подогреваться теплоносителем 24 (показано пунктиром). Для предотвращения гидратообразования в точки, определяемые расчетом, может или подаваться ингибитор гидратообразования, или осуществляться осушка газа первой ступени 3, газа сепарации 9 или конденсата 5 (не показано).According to the first variant of the proposed method (Fig. 1), the crude gas 1 is separated in the
Во втором варианте (фиг. 2) в колонне 7 стабилизируют редуцированный конденсат первой ступени 5, а в колонне 20 - конденсат третьей ступени 17 совместно с редуцированным остатком стабилизации 10 и редуцированным с помощью устройства 25 конденсатом второй ступени 8.In the second embodiment (Fig. 2), the reduced condensate of the
Пример 1 (вариант 1). Сырой газ состава, % об.: углекислый газ 0,2; азот 0,7; метан 82,9; этан 4,9; пропан 3,4; бутаны 2,6; пентаны 1,7; C6+ - остальное, в количестве 20,8 тыс. Нм3/ч при температуре 26,8°C и давлении 12,0 МПа сепарируют на первой ступени с получением 6,5 т/ч конденсата и 18,3 тыс. Нм3/ч газа, который редуцируют до 3,6 МПа, смешивают с 1,2 тыс. Нм3/ч первого газа стабилизации и сепарируют на второй ступени в условиях дефлегмации и с получением 2,2 т/ч конденсата и 18,6 тыс. Нм3/ч газа второй ступени, который редуцируют до 1,6 МПа, смешивают с 0,5 тыс. Нм3/ч второго газа стабилизации и сепарируют на третьей ступени с получением 1,0 т/ч конденсата и 18,4 тыс. Нм3/ч газа, который после нагрева и сжатия выводят в качестве товарного газа по СТО Газпром 089-2010. Конденсаты первой и второй ступени совместно стабилизируют с получением первого газа стабилизации и 7,6 т/ч остатка, который редуцируют и стабилизируют совместно с конденсатом третьей ступени с получением второго газа стабилизации и 8,2 т/ч широкой фракции легких углеводородов марки "В" по ТУ 38.101524-93. Степень извлечения углеводородов C3+ составила 95,1%.Example 1 (option 1). Crude gas composition,% vol .: carbon dioxide 0.2; nitrogen 0.7; methane 82.9; ethane 4.9; propane 3.4; butanes 2.6; pentanes 1.7; C 6+ - the rest, in an amount of 20.8 thousand Nm 3 / h at a temperature of 26.8 ° C and a pressure of 12.0 MPa, is separated in the first stage to obtain 6.5 t / h of condensate and 18.3 thousand Nm 3 / h of gas, which is reduced to 3.6 MPa, is mixed with 1.2 thousand Nm 3 / h of the first stabilization gas and separated at the second stage under reflux and to obtain 2.2 t / h of condensate and 18.6 thousand Nm 3 / h of the second stage gas, which is reduced to 1.6 MPa, mixed with 0.5 thousand Nm 3 / h of the second stabilization gas and separated in the third stage to obtain 1.0 t / h of condensate and 18.4 thousand Nm 3 / h of gas, which after heating and compressions are removed as commercial gas according to STO Gazprom 089-2010. The condensates of the first and second stage are jointly stabilized to obtain the first stabilization gas and 7.6 t / h of residue, which are reduced and stabilized together with the condensate of the third stage to produce the second stabilization gas and 8.2 t / h of the wide fraction “B” light hydrocarbons according to TU 38.101524-93. The degree of C 3+ hydrocarbon recovery was 95.1%.
Пример 2 (вариант 2). В условиях примера 1 18,3 тыс. Нм3/ч газа входной сепарации при 3,6 МПа смешивают с 1,1 тыс. Нм3/ч первого газа стабилизации и сепарируют на второй ступени в условиях дефлегмации и стабилизации флегмы с получением 2,1 т/ч конденсата и 18,5 тыс. Нм3/ч газа второй ступени, который редуцируют до 1,6 МПа, смешивают с 0,5 тыс. Нм3/ч второго газа стабилизации и сепарируют на третьей ступени с получением 1,0 т/ч конденсата и 18,4 тыс. Нм3/ч газа, который после нагрева и сжатия выводят в качестве товарного газа по СТО Газпром 089-2010. Конденсат первой ступени стабилизируют с получением первого газа стабилизации и 5,5 т/ч остатка, который редуцируют и стабилизируют совместно с конденсатами второй и третьей ступени с получением второго газа стабилизации и 8,2 т/ч широкой фракции легких углеводородов марки "B" по ТУ 38.101524-93. Степень извлечения углеводородов C3+ составила 95,1%.Example 2 (option 2). Under the conditions of Example 1, 18.3 thousand Nm 3 / h of inlet gas at 3.6 MPa are mixed with 1.1 thousand Nm 3 / h of the first stabilization gas and separated at the second stage under reflux and stabilization of reflux to obtain 2, 1 t / h of condensate and 18.5 thousand Nm 3 / h of gas of the second stage, which is reduced to 1.6 MPa, mixed with 0.5 thousand Nm 3 / h of the second stabilization gas and separated in the third stage to obtain 1, 0 t / h of condensate and 18.4 thousand Nm 3 / h of gas, which, after heating and compression, is removed as commercial gas by STO Gazprom 089-2010. The condensate of the first stage is stabilized to produce the first stabilization gas and 5.5 t / h of residue, which is reduced and stabilized together with the condensates of the second and third stages to produce the second stabilization gas and 8.2 t / h of a wide fraction of light B grade hydrocarbons TU 38.101524-93. The degree of C 3+ hydrocarbon recovery was 95.1%.
В условиях примера 1 способ по прототипу не может быть реализован из-за сверхкритических условий на стадии промежуточной сепарации, а при его осуществлении при давлении на стадии промежуточной сепарации 3,6 МПа степень извлечения углеводородов C3+ составила 92,3%, а потери легких компонентов газа с конденсатом - 1190 кг/ч.In the conditions of example 1, the prototype method cannot be implemented due to supercritical conditions in the intermediate separation stage, and when it is carried out at a pressure in the intermediate separation stage of 3.6 MPa, the degree of C 3+ hydrocarbon recovery is 92.3%, and light losses gas components with condensate - 1190 kg / h.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить степень извлечения углеводородов C3+, исключить потери легких компонентов и может быть использовано в промышленности.Thus, the present invention allows to increase the degree of extraction of hydrocarbons C 3+ , to eliminate the loss of light components and can be used in industry.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016144273A RU2624656C1 (en) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016144273A RU2624656C1 (en) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2624656C1 true RU2624656C1 (en) | 2017-07-05 |
Family
ID=59312840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016144273A RU2624656C1 (en) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2624656C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2727505C1 (en) * | 2019-01-09 | 2020-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas according to ltdr technology (embodiments) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1666890A1 (en) * | 1989-08-29 | 1991-07-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for preparing oil gases for transportation |
| RU2133931C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российское акционерное общество "Газпром" | Method of withdrawal of stable condensate from natural gas |
| RU2543867C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-03-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of low temperature gas separation |
| US9175905B2 (en) * | 2010-10-26 | 2015-11-03 | Kirtikumar Natubhai Patel | Process for separating and recovering NGLs from hydrocarbon streams |
| RU2585333C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-05-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of associated petroleum gas |
| RU2590267C1 (en) * | 2015-10-21 | 2016-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Stripping plant for associated oil gas and operation method thereof |
-
2016
- 2016-11-10 RU RU2016144273A patent/RU2624656C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1666890A1 (en) * | 1989-08-29 | 1991-07-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for preparing oil gases for transportation |
| RU2133931C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российское акционерное общество "Газпром" | Method of withdrawal of stable condensate from natural gas |
| US9175905B2 (en) * | 2010-10-26 | 2015-11-03 | Kirtikumar Natubhai Patel | Process for separating and recovering NGLs from hydrocarbon streams |
| RU2543867C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-03-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of low temperature gas separation |
| RU2585333C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-05-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of associated petroleum gas |
| RU2590267C1 (en) * | 2015-10-21 | 2016-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Stripping plant for associated oil gas and operation method thereof |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2727505C1 (en) * | 2019-01-09 | 2020-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas according to ltdr technology (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9534837B2 (en) | Nitrogen removal with ISO-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery | |
| RU2407966C2 (en) | Method of processing liquid natural gas | |
| RU2543867C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
| US6516631B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| US10139157B2 (en) | NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant | |
| RU2491487C2 (en) | Method of natural gas liquefaction with better propane extraction | |
| RU2593571C1 (en) | Method for preparation of associated petroleum gas | |
| SA110310707B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| CN106256813B (en) | A kind of separation and recovery method of Fischer-Tropsch process exhaust | |
| RU2544648C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
| RU2576300C1 (en) | Device for low-temperature gas separation and method thereof | |
| RU2608392C1 (en) | Method of well product field deethanization | |
| US10436505B2 (en) | LNG recovery from syngas using a mixed refrigerant | |
| RU2624656C1 (en) | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) | |
| RU2609173C1 (en) | Method of non-waste pretreatment of production fluid | |
| RU2585333C1 (en) | Method for preparation of associated petroleum gas | |
| RU2637517C1 (en) | Method of complex preparation of gas | |
| RU2590267C1 (en) | Stripping plant for associated oil gas and operation method thereof | |
| RU2611212C1 (en) | Associated petroleum gas treatment method | |
| JP2021047003A (en) | Split feed addition to iso-pressure open refrigeration lpg recovery | |
| RU2617153C2 (en) | Method of gas field processing | |
| RU2598882C2 (en) | Method of low-temperature gas separation | |
| RU2720732C1 (en) | Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow | |
| RU2617152C2 (en) | Gas condensate stabilisation method | |
| RU2609170C1 (en) | Method of pretreatment of production fluid |