[go: up one dir, main page]

EA012002B1 - Method of recovery of casting-head gas - Google Patents

Method of recovery of casting-head gas Download PDF

Info

Publication number
EA012002B1
EA012002B1 EA200801651A EA200801651A EA012002B1 EA 012002 B1 EA012002 B1 EA 012002B1 EA 200801651 A EA200801651 A EA 200801651A EA 200801651 A EA200801651 A EA 200801651A EA 012002 B1 EA012002 B1 EA 012002B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
hydrocarbons
pressure
gases
separation
Prior art date
Application number
EA200801651A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA200801651A1 (en
Inventor
Генрих Семёнович Фалькевич
Леонид Михайлович Виленский
Николай Николаевич Ростанин
Галина Викторовна Иняева
Андрей Юрьевич Беляев
Елена Дмитриевна Ростанина
Original Assignee
Генрих Семёнович Фалькевич
Леонид Михайлович Виленский
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Генрих Семёнович Фалькевич, Леонид Михайлович Виленский filed Critical Генрих Семёнович Фалькевич
Priority to EA200801651A priority Critical patent/EA012002B1/en
Publication of EA200801651A1 publication Critical patent/EA200801651A1/en
Publication of EA012002B1 publication Critical patent/EA012002B1/en

Links

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

A method of recovery of casting-head gases produced at oil stripping provides absorption of Chydrocarbons from casting-head gases by at least partially oil stripped: for gases of second and subsequent separation stages with pressure higher than the pressure of said gases separation preferably using a fluid-jet ejector; for gases of the first stage separation using an absorber. Oil with hydrocarbons absorbed from casting-head gases is transported by a pipeline to further transfer or oil processing, where Chydrocarbons are recovered by known methods. The method can be used in oil industry.

Description

Изобретение относится к способам отделения нефти от газа и может быть использовано в нефтяной промышленности.The invention relates to methods for separating oil from gas and can be used in the oil industry.

Продукция нефтяной скважины представляет собой многофазную многокомпонентную смесь. В центральных пунктах сбора нефти осуществляют сепарацию нефти - разделение смеси на жидкую и газовую фазы путём последовательного снижения давления, обычно в 3 ступени. Товарная нефть, направляемая в магистральный трубопровод, в соответствии с ГОСТ 9965-76 имеет давление насыщенных паров не более 500 мм рт.ст. Этот показатель является в настоящее время единственным критерием эффективности разгазирования нефти.Oil well production is a multi-phase multicomponent mixture. At the central oil collection points, oil is separated - separating the mixture into liquid and gas phases by successively reducing the pressure, usually in 3 stages. Commercial oil sent to the main pipeline, in accordance with GOST 9965-76, has a vapor pressure of not more than 500 mm Hg. This indicator is currently the only criterion for the efficiency of oil degassing.

Разгазирование нефти осуществляют по унифицированным схемам (Каспарьянц К.С. и др. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1977 г.). После замерных установок, определяющих дебит скважин по жидкости и газу, продукцию скважин подают в сепаратор первой ступени сепарации, иногда с предварительной подачей деэмульгатора и воды. Жидкая фаза из сепаратора поступает в аппарат для предварительного сброса воды, где отделяется основной балласт пластовой воды. Нефть с оставшейся водой поступает на вторую ступень сепарации или на установку подготовки нефти, включающую электрообезвоживание и обессоливание, а также в некоторых случаях горячую сепарацию для наиболее полного извлечения из нефти газообразных и даже лёгких углеводородов и предотвращения их потери в резервуарах товарных парков и объектов магистрального транспорта нефти. Выделенный в сепараторах газ компримируют и направляют на комплекс по подготовке газа или сжигают на факеле.Oil degassing is carried out according to unified schemes (Kasparyants KS and others. Processes and apparatus for oil and gas field preparation facilities. Moscow: Nedra, 1977). After metering installations that determine the flow rate of wells for liquid and gas, the production of wells is fed to the separator of the first separation stage, sometimes with a preliminary feed of the demulsifier and water. The liquid phase from the separator enters the apparatus for preliminary discharge of water, where the main ballast of formation water is separated. Oil with the remaining water enters the second stage of separation or to an oil treatment unit, including electric dehydration and desalting, and in some cases, hot separation for the most complete extraction of gaseous and even light hydrocarbons from oil and preventing their loss in tanks of commercial parks and mainline transport facilities of oil. The gas recovered from the separators is compressed and sent to the gas treatment complex or flared.

В последние годы наметилась тенденция к достижению полной герметизации систем сбора, подготовки и транспорта нефти. При этом пропан и бутан могут быть распределены в жидкую фазу и рассматриваться как нефтяные компоненты, а их выделение и использование может быть осуществлено в местах перегрузки нефти или её переработки, что решило бы проблему транспорта и квалифицированного использования попутных газов отдалённых нефтяных месторождений.In recent years there has been a tendency to achieve complete sealing of the systems for collecting, preparing and transporting oil. At the same time, propane and butane can be distributed in the liquid phase and considered as oil components, and their separation and use can be carried out at the places of oil reloading or refining, which would solve the problem of transportation and qualified use of associated gas from remote oil fields.

За рубежом иногда осуществляют ограниченное обогащение нефти лёгкими фракциями с целью снижения её плотности для продажи по более высокой цене (Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983 г., с. 119, прототип). Нефть стабилизируют с использованием вакуумного компрессора и насосом подают в абсорбционную колонну, где из газа абсорбируются преимущественно компоненты С3+. Насыщенная нефть поступает на сепарацию и при давлении близком к атмосферному в сырьевые резервуары. Отходящий из сепаратора газ используют как топливо или подают на компримирование. Описанный способ снижения плотности нефти не является способом утилизации попутного газа, поскольку степень насыщения нефти лёгкими углеводородами невелика и нефть остаётся стабильной в условиях хранения - при давлении чуть выше атмосферного.Abroad sometimes carry out limited enrichment of oil with light fractions in order to reduce its density for sale at a higher price (V. Tronov. Commercial preparation of oil abroad. Moscow: Nedra, 1983, p. 119, prototype). Oil is stabilized using a vacuum compressor and a pump is fed to an absorption column, where C 3+ components are mainly absorbed from the gas. Saturated oil enters the separation and at a pressure close to atmospheric in the raw material tanks. The waste gas from the separator is used as fuel or is fed to compression. The described method of reducing the density of oil is not a way to utilize the associated gas, since the degree of saturation of oil with light hydrocarbons is small and the oil remains stable under storage conditions — at a pressure slightly above atmospheric.

Предлагаемый способ утилизации выделенных при дегазации нефти попутных нефтяных газов включает абсорбцию нефтью их углеводородов С3+ и отличается тем, что осуществляют подъём давления хотя бы части попутных нефтяных газов и абсорбируют хотя бы часть содержащихся в них углеводородов С3+ с использованием в качестве абсорбента дегазированной нефти или нефти, в которой растворены углеводороды С3+ при давлении не выше, чем давление, при котором проводят абсорбцию.The proposed method of utilization of associated petroleum gases separated during the degassing of oil involves the absorption of their hydrocarbons C 3+ by oil and is characterized in that the pressure is lifted by at least some of the associated petroleum gases and at least some of the hydrocarbons C 3+ contained in them are absorbed using degassed oil or oil in which C 3+ hydrocarbons are dissolved at a pressure not higher than the pressure at which absorption is carried out.

Известно, что нефть - далеко не лучший поглотитель пропана. Поглотительная способность абсорбента, однако, возрастает с увеличением парциального давления поглощаемого компонента, поэтому предлагается повышение давления газов, выделенных на второй и последующих ступенях сепарации нефти, из которых нефть абсорбирует компоненты С3+. Абсорбция более летучих компонентов - метана, этана, азота, водорода, сероводорода, углекислого газа, также имеющая место при контакте нефти с газами сепарации, происходит в значительно меньшей степени, чем абсорбция целевых компонентов.It is known that oil is not the best absorber of propane. The absorptive capacity of the absorbent, however, increases with an increase in the partial pressure of the absorbed component; therefore, an increase in the pressure of the gases released in the second and subsequent stages of oil separation from which the oil absorbs the С 3+ components is proposed. The absorption of more volatile components - methane, ethane, nitrogen, hydrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, which also takes place when the oil comes in contact with the separation gases, occurs to a much lesser extent than the absorption of the target components.

Предпочтительно использование насосно-эжекторной системы для повышения давления хотя бы части газов сепарации с абсорбцией из них углеводородов С3+ нефтью. Нефть, используемая в качестве рабочего тела жидкостного эжектора, должна быть дегазирована или содержать растворённые углеводороды С3 и С4 при давлении не выше, чем давление абсорбции, соответствующее давлению на выходе из эжектора.It is preferable to use a pump-ejector system to increase the pressure of at least part of the gas separation with the absorption of hydrocarbons With 3+ oil. The oil used as the working fluid of the liquid ejector must be degassed or contain dissolved hydrocarbons C 3 and C 4 at a pressure not higher than the absorption pressure corresponding to the pressure at the exit of the ejector.

В предпочтительном случае осуществляют подъём давления хотя бы части газов последних ступеней сепарации до давления газов первой ступени сепарации. Это позволяет осуществлять одноступенчатую компрессию смеси обеднённых газов сепарации в составе процесса их подготовки для переработки или использования на промыслах.In the preferred case, carry out the pressure rise at least part of the gases of the last stages of separation to the pressure of gases of the first stage of separation. This allows one-step compression of the mixture of depleted separation gases as part of the process of preparing them for processing or use in the fields.

Абсорбцию компонентов С3+ из газов первой ступени сепарации при необходимости осуществляют в абсорбционной колонне, в качестве абсорбента используя дегазированную нефть. Хотя бы часть полученной насыщенной нефти используют в качестве рабочего тела жидкостного эжектора для подъёма давления газов следующей ступени сепарации и абсорбции из них углеводородов С3+. Для извлечения углеводородов С3+ из газов третьей ступени сепарации также может быть использована насосно-эжекторная система. В качестве рабочего тела используют хотя бы часть жидкой фазы, выделенной в сепараторе из газожидкостной смеси, полученной на выходе предыдущего эжектора. Таким же образом может быть обработан газ четвёртой ступени сепарации. В зависимости от состава и объёма газов сепарации принимается решение об абсорбционном выделении из них компонентов С3+ описанным выше способом.The absorption of the C 3+ components from the gases of the first separation stage, if necessary, is carried out in an absorption column, using degassed oil as an absorbent. At least a part of the obtained saturated oil is used as a working fluid of a liquid ejector for raising the pressure of gases of the next stage of separation and absorption of hydrocarbons С 3+ from them. For extraction of hydrocarbons С 3+ from gases of the third stage of separation, a pump-ejector system can also be used. At least part of the liquid phase separated in the separator from the gas-liquid mixture obtained at the outlet of the previous ejector is used as a working fluid. In the same way, a fourth separation gas can be treated. Depending on the composition and volume of the separation gases, a decision is made on the absorption of the C 3+ components from them in the manner described above.

- 1 012002- 1 012002

Нефть, насыщенную углеводородами С3+ при контакте с попутным газом в описанных выше условиях, направляют на транспортирование по магистральному трубопроводу при давлении более высоком, чем давление, при котором осуществляли абсорбцию этих углеводородов. Таким образом осуществляют транспортирование углеводородов С3+ попутного нефтяного газа до пунктов перегрузки нефти на другие виды транспорта, до хранилищ, до пунктов переработки нефти, где эти углеводороды выделяют из нефти известными способами и используют.Oil saturated with C 3+ hydrocarbons in contact with the associated gas under the conditions described above is sent for transportation via the main pipeline at a pressure higher than the pressure at which these hydrocarbons were absorbed. In this way, hydrocarbons With 3+ associated petroleum gas are transported to the point of transfer of oil to other types of transport, to storage facilities, to the point of oil refining, where these hydrocarbons are separated from oil by known methods and used.

Предложенный способ может быть реализован следующим образом.The proposed method can be implemented as follows.

На фиг. 1 представлена принципиальная технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа при двух ступенях сепарации нефти. Газированная нефть 1 поступает на первую ступень сепарации, где осуществляют сепарацию газожидкостной смеси и получают газ первой ступени сепарации 2 и жидкую фазу 3 - нефть, содержащую газообразные углеводороды. Нефть направляют на вторую ступень сепарации, где нефть подогревают и при давлении 0,12-0,105 МПа получают газ второй ступени сепарации 4 и дегазированную нефть 5. Дегазированную нефть охлаждают в воздушном холодильнике X, насосом Н-1 сжимают и подают в эжектор Э, где осуществляют повышение давления газа второй ступени сепарации до уровня давления газа первой ступени сепарации и абсорбцию из него тяжёлых компонентов. Газожидкостная смесь 6 из эжектора поступает в сепаратор С, откуда тощий газ 7 поступает на смешение с газом первой ступени сепарации и далее единый поток - на потребление, переработку, а насыщенную нефть 8 насосом Н-2 направляют на транспортирование.FIG. 1 shows a schematic flow diagram of the utilization of associated petroleum gas in two stages of oil separation. Sparkling oil 1 enters the first separation stage, where they carry out the separation of the gas-liquid mixture and receive the gas of the first separation stage 2 and the liquid phase 3 - oil containing gaseous hydrocarbons. Oil is sent to the second stage of separation, where the oil is heated and at a pressure of 0.12-0.105 MPa, second stage separation gas 4 and degassed oil 5 are obtained. Degassed oil is cooled in air cooler X, and pump H-1 is compressed and fed to ejector E, where carry out the increase of the gas pressure of the second separation stage to the level of the gas pressure of the first separation stage and the absorption of heavy components from it. The gas-liquid mixture 6 from the ejector enters the separator C, from where the lean gas 7 goes to mix with the gas of the first separation stage and then the single stream goes to consumption, processing, and saturated oil 8 is sent to the pump H-2 for transportation.

На фиг. 2 представлена принципиальная технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа при трёх ступенях сепарации нефти с абсорбцией компонентов С3+ из газов каждой ступени сепарации. Газированная нефть 1 поступает на сепарацию. На каждой ступени получают газовую фазу 2, 4, 6 и жидкую фазу 3, 5 и 7, соответственно, первой, второй и третьей (горячей) ступеней сепарации. Дегазированную нефть 7 охлаждают в воздушном холодильнике X и насосом Н-1 поток абсорбента 8 подают в абсорбер А для поглощения углеводородов С3+ из газа первой ступени сепарации. Насыщенную нефть 10 насосом Н-2 сжимают и поток 11 подают в эжектор Э-1 для сжатия газа второй ступени сепарации до давления газа первой ступени сепарации и абсорбции из него компонентов С3+. Газожидкостный поток 12 из эжектора направляют в сепаратор С-1, откуда выводят обеднённый газ 13 второй ступени сепарации и насыщенную нефть 14, которую насосом Н-3 подают в эжектор Э-2 для сжатия газа третьей ступени сепарации до давления газа первой ступени сепарации а абсорбции из него углеводородов С3+. Газожидкостную смесь 16 из эжектора Э-2 направляют в сепаратор С-2, откуда выводят обеднённый газ 17 третьей ступени сепарации и насыщенную нефть 18, которую насосом Н-4 подают на транспортирование. Обеднённые газы 9, 13 и 17, соответственно, первой, второй и третьей ступеней сепарации единым потоком 19 направляют на компрессию для переработки. В таблице приведены характеристики основных потоков.FIG. 2 shows a schematic flow diagram of the utilization of associated petroleum gas at three stages of oil separation with the absorption of С 3+ components from the gases of each stage of separation. Sparkling oil 1 is fed to the separation. At each stage, a gas phase of 2, 4, 6 and a liquid phase of 3, 5 and 7, respectively, of the first, second and third (hot) stages of separation are obtained. Degassed oil 7 is cooled in an air cooler X and pump H-1 absorber stream 8 is fed to absorber A to absorb С 3+ hydrocarbons from the gas of the first separation stage. Saturated oil 10 is pumped by pump H-2 and flow 11 is fed to ejector E-1 to compress the gas of the second separation stage to the pressure of the gas of the first separation stage and absorb C3 + components from it. The gas-liquid stream 12 from the ejector is sent to the separator C-1, from which the depleted gas 13 of the second separation stage and saturated oil 14 are withdrawn, which is fed by the H-3 pump to the ejector E-2 to compress the third separation gas to the pressure of the first separation gas and absorption from it C3 + hydrocarbons. The gas-liquid mixture 16 from the ejector E-2 is sent to the separator C-2, from which the depleted gas 17 of the third stage of separation and the saturated oil 18, which the H-4 pump serves for transportation. The depleted gases 9, 13 and 17, respectively, of the first, second and third stages of separation, with a single stream 19, are sent to compression for processing. The table shows the characteristics of the main threads.

№ потока No stream Физические характеристики потока Physical flow characteristics Состав потока, % м. The composition of the stream,% m Т, иСT and C Р, МПа R, MPa расход, т/час consumption, t / h с,+с2 c, + c 2 С3+С4 C 3 + C 4 с5+ with 5+ другие other 2 2 30 thirty 1,2 1.2 20 20 68,9 68.9 20,8 20.8 7,7 7.7 2,6 2.6 4 four 30 thirty 0,4 0.4 4,5 4.5 40,5 40.5 40,8 40,8 18,7 18.7 6 6 70 70 0,105 0.105 5,5 5.5 10,4 10.4 58,3 58.3 31,3 31.3 8 eight 30,2 30.2 1,2 1.2 400 400 0,00 0.00 0,7 0.7 99,3 99.3 9 9 30,9 30.9 0,7 0.7 14,1 14.1 85,3 85.3 4,2 4.2 10,5 10.5 11 eleven 33,4 33.4 5,0 5.0 405,9 405.9 0,4 0.4 1,6 1.6 98,0 98.0 12 12 37,2 37.2 1,2 1.2 410,4 410.4 0,9 0.9 2,0 2.0 97,1 97.1 13 13 37,2 37.2 1,2 1.2 2,4 2.4 72,2 72.2 18,0 18.0 9,8 9.8 15 15 38,1 38.1 5,0 5.0 408,0 408.0 0,4 0.4 2,0 2.0 97,6 97.6 16 sixteen 43,3 43.3 1,2 1.2 413,5 413.5 0,6 0.6 2,7 2.7 96,7 96.7 17 17 43,3 43.3 1,2 1.2 0,7 0.7 65,4 65.4 25,2 25.2 9,4 9.4 18 18 43,3 43.3 1,2 1.2 412,8 412.8 0,5 0.5 2,7 2.7 96,8 96,8 19 nineteen 32,3 32.3 1,2 1.2 17,2 17.2 82,6 82.6 7,0 7.0 10,4 10.4

По описанной схеме из газов трёх ступеней сепарации с использованием дегазированной нефти было абсорбировано 10,8355 т/ч компонентов С3+, что составляет 78,38% от их содержания в этих газах, а также около 2,0640 т/ч метана и этана. Насыщенная нефть имеет давление паров по Рейду 2,1152 кг/см2. Давление газов второй и третьей ступеней сепарации повышено до давления газа первой ступени сепарации (1,2 МПа).According to the described scheme, from the gases of three separation stages using degassed oil, 10.8355 t / h of С 3+ components were absorbed, which is 78.38% of their content in these gases, as well as about 2.0640 t / h of methane and ethane . Saturated oil has a vapor pressure of 2.1152 kg / cm 2 . The pressure of the gases of the second and third stages of separation is increased to the pressure of the gas of the first stage of separation (1.2 MPa).

Claims (6)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ утилизации выделенных при дегазации нефти попутных нефтяных газов путём абсорбции из них нефтью углеводородов С3+, отличающийся тем, что осуществляют подъём давления хотя бы части попутных нефтяных газов и абсорбируют хотя бы часть содержащихся в них углеводородов С3+ с использованием в качестве абсорбента дегазированной нефти или нефти, в которой растворены углеводороды С3+ при давлении не выше, чем давление, при котором проводят абсорбцию.1. The method of disposal of associated petroleum gases extracted during oil degassing by absorption of C 3+ hydrocarbons from them, characterized in that pressure is raised at least part of the associated petroleum gases and absorb at least part of the C3 + hydrocarbons contained in them using degassed as absorbent oil or oil in which C3 + hydrocarbons are dissolved at a pressure not higher than the pressure at which absorption is carried out. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подъём давления выделенных из нефти попутных нефтя2. The method according to claim 1, characterized in that the pressure rise of associated oil extracted from oil - 2 012002 ных газов и абсорбцию из них углеводородов С3+ осуществляют с использованием жидкостного эжектора и в качестве рабочего тела эжектора - дегазированной нефти или нефти с углеводородами С3+, растворёнными в ней при давлении не выше, чем давление на выходе из эжектора.- 2 012 002 gases and the absorption of C 3+ hydrocarbons from them is carried out using a liquid ejector and, as a working ejector body, degassed oil or oil with C 3+ hydrocarbons dissolved in it at a pressure not higher than the pressure at the outlet of the ejector. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют подъём давления хотя бы части газов последних ступеней сепарации до давления газов первой ступени сепарации.3. The method according to claim 1, characterized in that the pressure is raised at least part of the gases of the last stages of separation to the pressure of the gases of the first stage of separation. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефть с абсорбированными из попутных нефтяных газов углеводородами С3+ транспортируют по трубопроводу при давлении более высоком, чем давление, при котором осуществляли абсорбцию этих углеводородов, до места перегрузки или переработки, где углеводороды С3+ выделяют из нефти известными способами.4. The method according to claim 1, characterized in that oil with C 3+ hydrocarbons absorbed from associated petroleum gases is transported by pipeline at a pressure higher than the pressure at which the absorption of these hydrocarbons was carried out, to the place of refueling or processing, where C hydrocarbons 3+ is isolated from oil by known methods. 5. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют абсорбцию углеводородов С3+ из газов 1-й ступени сепарации дегазированной нефтью и получают раствор углеводородов С3+ в нефти, который используют в качестве рабочего тела жидкостного эжектора.5. The method according to claim 2, characterized in that the absorption of C 3+ hydrocarbons from the gases of the 1st separation stage by degassed oil is carried out and a solution of C 3+ hydrocarbons in oil is obtained, which is used as a working fluid of a liquid ejector. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что полученный раствор углеводородов С3+ в нефти используют для подъёма давления газов 2-й ступени сепарации и абсорбции из них углеводородов С3+ и получают раствор углеводородов С3+ в нефти, который используют для подъёма давления газов 3-й ступени сепарации и абсорбции из них углеводородов С3+.6. The method according to claim 5, characterized in that the obtained solution of C 3+ hydrocarbons in oil is used to raise the pressure of gases of the 2nd separation stage and the absorption of C 3+ hydrocarbons from them and a solution of C 3+ hydrocarbons in oil is obtained, which is used for raising the pressure of gases of the 3rd stage of separation and absorption of C 3+ hydrocarbons from them. Принципиальная технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа при двух ступенях сепарации газированной нефтиSchematic diagram of associated petroleum gas utilization at two stages of soda oil separation Фиг. 2FIG. 2 Принципиальная технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа при трёх ступенях сепарации газированной нефтиSchematic diagram of associated petroleum gas utilization at three stages of soda oil separation
EA200801651A 2008-06-20 2008-06-20 Method of recovery of casting-head gas EA012002B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA200801651A EA012002B1 (en) 2008-06-20 2008-06-20 Method of recovery of casting-head gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA200801651A EA012002B1 (en) 2008-06-20 2008-06-20 Method of recovery of casting-head gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200801651A1 EA200801651A1 (en) 2009-06-30
EA012002B1 true EA012002B1 (en) 2009-06-30

Family

ID=40933258

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801651A EA012002B1 (en) 2008-06-20 2008-06-20 Method of recovery of casting-head gas

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA012002B1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU193002A1 (en) * П. П. Волобуев, А. А. Кутова , А. А. Потапов METHOD FOR COLLATING HYDROCARBONS FROM FITTING OIL GAS
GB636279A (en) * 1946-11-04 1950-04-26 Bataafsche Petroleum A process for absorbing volatile hydrocarbons from mixed gases
RU2139844C1 (en) * 1998-03-13 1999-10-20 Фалькевич Генрих Семенович Method of preparing aromatic hydrocarbons from casting-head gas
RU2259511C2 (en) * 2003-10-06 2005-08-27 ООО НТЦ "Адгезивнефтегаз" Method of preparing and utilizing low-pressure gas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU193002A1 (en) * П. П. Волобуев, А. А. Кутова , А. А. Потапов METHOD FOR COLLATING HYDROCARBONS FROM FITTING OIL GAS
GB636279A (en) * 1946-11-04 1950-04-26 Bataafsche Petroleum A process for absorbing volatile hydrocarbons from mixed gases
RU2139844C1 (en) * 1998-03-13 1999-10-20 Фалькевич Генрих Семенович Method of preparing aromatic hydrocarbons from casting-head gas
RU2259511C2 (en) * 2003-10-06 2005-08-27 ООО НТЦ "Адгезивнефтегаз" Method of preparing and utilizing low-pressure gas

Also Published As

Publication number Publication date
EA200801651A1 (en) 2009-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1970428A2 (en) Method and apparatus for separating gases
EA014746B1 (en) Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures
NO163317B (en) PROCEDURE FOR NATURAL GAS CLEANING.
CN103540335A (en) Technology for recycling light dydrocarbon components from flare gases
CN1120879C (en) Process for removing nitrogen from natural gas
CN104194852A (en) High-yield light hydrocarbon recovery method from low-pressure natural gas
CN102389682B (en) Process flow for carrying out high-pressure and low-pressure adsorption treatments on polyolefin tail gas
CN106190387A (en) A kind of novel oilfield associated gas denitrification equipment and technique
CN111447985B (en) Method for distilling an oxygen-containing gas stream
US5645692A (en) Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof
CN105502394A (en) Separation and purification system for preparing industrial liquid carbon dioxide from gas field carbon dioxide
CN102935325B (en) Method for reducing chloromethane material consumption during butyl rubber production process
RU93801U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS
EA012002B1 (en) Method of recovery of casting-head gas
CN111548824A (en) Combined process for recovering and separating refinery dry gas
RU2473374C2 (en) Method of collection and processing of oil well products
RU2175882C2 (en) Method of treating hydrocarbon gas for transportation
CN1809411A (en) Process for the removal of hydrocarbons from the vapor medium formed during storage and tanking of petroleum products
RU2124930C1 (en) Method of treating natural gas
CN104830371A (en) Device and method of recycling C2 from refinery dry gas
RU2261140C1 (en) Method of cleaning vapor-and-gas medium formed during storage of oil or gasoline or at filling reservoir with oil or gasoline from hydrocarbons and plant for realization of this method (versions)
CN105567324B (en) A kind of refinery's rich gas Vapor recovery unit method
CN204607933U (en) A kind of device reclaiming C2 in oil refinery dry gas
RU2153128C2 (en) System for receiving and burning torch petroleum gases
CN217459352U (en) Natural gas dewaxing and dewatering device

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU