RU2018130071A - Система и способ рекуперации паров - Google Patents
Система и способ рекуперации паров Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018130071A RU2018130071A RU2018130071A RU2018130071A RU2018130071A RU 2018130071 A RU2018130071 A RU 2018130071A RU 2018130071 A RU2018130071 A RU 2018130071A RU 2018130071 A RU2018130071 A RU 2018130071A RU 2018130071 A RU2018130071 A RU 2018130071A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vapor
- heat exchanger
- gas
- tower
- crude oil
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 11
- 238000004326 stimulated echo acquisition mode for imaging Methods 0.000 title 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims 32
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 5
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims 1
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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D1/00—Evaporating
- B01D1/28—Evaporating with vapour compression
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D1/00—Evaporating
- B01D1/28—Evaporating with vapour compression
- B01D1/284—Special features relating to the compressed vapour
- B01D1/2856—The compressed vapour is used for heating a reboiler or a heat exchanger outside an evaporator
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D1/00—Evaporating
- B01D1/28—Evaporating with vapour compression
- B01D1/2881—Compression specifications (e.g. pressure, temperature, processes)
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0057—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation in combination with other processes
- B01D5/006—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation in combination with other processes with evaporation or distillation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0057—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation in combination with other processes
- B01D5/006—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation in combination with other processes with evaporation or distillation
- B01D5/0066—Dome shaped condensation
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Claims (61)
1. Система, состоящая из:
конструкции башенного типа для рекуперации паров, выполненную с возможностью приема сырой нефти, причем указанная конструкция башенного типа для рекуперации паров имеет отверстие для впуска сырой нефти, отверстие для выпуска сырой нефти, газоотвод, отверстие для впуска пара и отверстие для выпуска пара;
компрессора с гидравлической связью с указанными в конструкции башенного типа для рекуперации паров отверстием для впуска пара и с отверстием для выпуска пара;
теплообменника, расположенного в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров; причем указанный теплообменник выполнен с возможностью передачи тепла от текучей среды, проходящей через указанный теплообменник, сырой нефти, имеющейся внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, причем указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с указанным отверстием для впуска пара и указанным отверстием для выпуска пара;
патрубка, выполненного с возможностью работать при давлениях в диапазоне от 0 фт./кв. дюйм изб. до около 350 фт./кв. дюйм изб. и температурах в диапазоне от около 70°F до около 275°F и обеспечивающего гидравлическую связь между указанным отверстием для впуска пара и указанным компрессором, при этом указанный теплообменник получает текучую среду от указанного компрессора через указанное отверстие для впуска пара, и имеет гидравлическую связь с одним трубопроводом через указанное отверстие для выпуска пара.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что указанный теплообменник представлен кожухотрубчатым теплообменником, а указанная текучая среда - это пар или газ, полученные ранее из сырой нефти, пропущенной через указанную систему.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что указанный теплообменник сконфигурирован таким образом, чтобы ежедневно передавать от около 2 БТЕ/мин до около 10 БТЕ/мин тепловой энергии для каждого барреля нефти.
4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что указанный теплообменник представлен кожухотрубчатым теплообменником, имеющим большое число труб.
5. Система, состоящая из:
конструкции башенного типа для рекуперации паров, выполненную с возможностью приема сырой нефти из производственной скважины; причем указанная конструкция башенного типа для рекуперации паров имеет отверстие для впуска сырой нефти, отверстие для выпуска сырой нефти, отверстие для выпуска газа, отверстие для впуска пара и отверстие для выпуска пара;
компрессора с гидравлической связью с указанными в конструкции башенного типа для рекуперации паров отверстием для впуска пара и с отверстием для выпуска пара;
теплообменника, расположенного в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров и выполненный с возможностью передачи тепла от текучей среды, протекающей через указанный теплообменник, сырой нефти внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, при этом указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с указанным отверстием для впуска пара и отверстием для выпуска пара;
патрубка, выполненного с возможностью работать при давлениях в диапазоне от 0 фт./кв. дюйм изб. до около 350 фт./кв. дюйм изб. и температурах в диапазоне от около 70°F до около 275°F и обеспечивающего гидравлическую связь между указанным отверстием для впуска пара и указанным компрессором, в котором указанный теплообменник получает текучую среду от указанного компрессора через указанное отверстие для впуска пара, причем указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с одним из трубопроводов через указанное отверстие для выпуска пара.
6. Система по п. 5, отличающаяся тем, что указанный теплообменник выбирают из группы, состоящей из кожухотрубчатого теплообменника.
7. Система по п. 5, отличающаяся тем, что указанная текучая среда представлена паром или газом, ранее полученными из сырой нефти, пропущенной через указанную систему.
8. Система по п. 5, отличающаяся тем, что указанный теплообменник сконфигурирован таким образом, чтобы ежедневно передавать тепловую энергию с производительностью от около 2 БТЕ/мин до около 10 БТЕ/мин для каждого барреля нефти.
9. Система по п. 5, отличающаяся тем, что указанный теплообменник представлен кожухотрубчатым теплообменником с большим числом труб.
10. Способ, включающий:
пропускание сырой нефти, содержащей летучие сложные вещества, через конструкцию башенного типа для рекуперации паров;
вызывание внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров фазового изменения в части указанных летучих сложных веществ из жидкости в газовую и/или паровую фазу;
отделение указанной газовой и/или паровой фазы от жидких гидрокарбонатов;
пропускание указанной отделенной газовой и/или паровой фазы в устройство для рекуперации паров, при этом устройство для рекуперации паров представляет собой компрессор;
компрессия указанной газовой и/или паровой фазы до пропускания указанных газа и/или пара через указанный теплообменник, расположенный в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, при этом указанный теплообменник имеет ежедневно скорость теплообмена в диапазоне от около 2 БТЕ/мин до около 10 БТЕ/мин для каждого барреля нефти, пропущенной через указанный теплообменник;
пропускание указанной сжатой газовой и/или паровой фазы через указанный теплообменник, расположенный внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, и таким образом передавая сырой нефти в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров тепло от указанной сжатой газовой и/или паровой фазы, таким образом увеличивая количество фазового изменения летучих сложных веществ, имеющихся в указанной сырой нефти, от жидкостного состояния в газообразное и/или паровое состояние.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что этап компрессии указанной газовой и/или паровой фазы приводит к повышению температуры указанной газовой и/или паровой фазы от около 180°F и до около 275°F.
12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что этап компрессии помещает указанную газовую и/или паровую фазу под давление от около 0 фт./кв. дюйм изб. до около 350 фт./кв. дюйм изб., когда указанные сжатые газовая и/или паровая фаза проходит через указанный теплообменник.
13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанный сжатые газовая и/или паровая фазы проходят через указанный теплообменник со скоростью от около 10000 стандартных кубических футов до около 2000000 стандартных кубических футов в день.
14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанная конструкция башенного типа для рекуперации паров работает при давлении от около -5 фт./кв. дюйм изб. до около 25 фт./кв. дюйм изб. и температуре от около 40°F до около 250°F.
15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что сырая нефть протекает через указанную конструкцию башенного типа для рекуперации паров со скоростью от около 10 баррелей в день до около 5000 баррелей в день.
16. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанная сжатая газовая и/или паровая фаза выходит из указанного теплообменника и указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров и входит в трубопровод.
17. Система, состоящая из:
конструкции башенного типа для рекуперации паров, выполненной с возможностью приема сырой нефти, причем указанная конструкция башенного типа для рекуперации паров имеет отверстие для впуска сырой нефти, отверстие для выпуска сырой нефти, газоотвод, отверстие для впуска пара и отверстие для выпуска пара;
компрессора с гидравлической связью с указанными в конструкции башенного типа для рекуперации паров отверстием для впуска пара и с отверстием для выпуска пара;
теплообменника, выполненного с возможностью ежедневно передавать от около 2 БТЕ/мин до около 10 БТЕ/мин тепловой энергии для каждого барреля нефти и расположенного в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров; причем указанный теплообменник выполнен с возможностью передачи тепла от текучей среды, проходящей через указанный теплообменник, сырой нефти, имеющейся внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, причем указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с указанным отверстием для впуска пара и указанным отверстием для выпуска пара;
патрубка, обеспечивающего гидравлическую связь между указанным отверстием для впуска пара и указанным компрессором, при этом указанный теплообменник получает текучую среду от указанного компрессора через указанное отверстие для впуска пара, и имеет гидравлическую связь с одним трубопроводом через указанное отверстие для выпуска пара.
18. Система, состоящая из:
конструкции башенного типа для рекуперации паров, выполненной с возможностью приема сырой нефти из производственной скважины; причем указанная конструкция башенного типа для рекуперации паров имеет отверстие для впуска сырой нефти, отверстие для выпуска сырой нефти, отверстие для выпуска газа, отверстие для впуска пара и отверстие для выпуска пара;
компрессора с гидравлической связью с указанными в конструкции башенного типа для рекуперации паров отверстием для впуска пара и с отверстием для выпуска пара;
теплообменника, выполненного с возможностью ежедневно передавать тепловую энергию с производительностью от около 2 БТЕ/мин до около 10 БТЕ/мин для каждого барреля нефти и расположенного в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров и выполненный с возможностью передачи тепла от текучей среды, протекающей через указанный теплообменник, сырой нефти внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, при этом указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с указанным отверстием для впуска пара и отверстием для выпуска пара;
патрубка, обеспечивающего гидравлическую связь между указанным отверстием для впуска пара и указанным компрессором, при этом указанный теплообменник получает текучую среду от указанного компрессора через указанное отверстие для впуска пара, причем указанный теплообменник имеет гидравлическую связь с одним из трубопроводов через указанное отверстие для выпуска пара.
19. Способ, включающий:
пропускание сырой нефти, содержащей летучие сложные вещества, через конструкцию башенного типа для рекуперации паров;
вызывание внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров фазового изменения в части указанных летучих сложных веществ из жидкости в газовую и/или паровую фазу;
отделение указанной газовой и/или паровой фазы от жидких гидрокарбонатов;
пропускание указанной отделенной газовой и/или паровой фазы в устройство для рекуперации паров, при этом устройство для рекуперации паров представляет собой компрессор;
компрессия указанной газовой и/или паровой фазы до пропускания указанных газа и/или пара через указанный теплообменник, расположенный в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, при этом этап компрессии указанной газовой и/или паровой фазы приводит к повышению температуры указанной газовой и/или паровой фазы от около 180°F и до около 275°F;
пропускание указанной газовой и/или паровой фазы через указанный теплообменник, расположенный внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров, и таким образом передавая сырой нефти в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров тепло от указанной сжатой газовой и/или паровой фазы, таким образом увеличивая количество фазового изменения летучих сложных веществ, имеющихся в указанной сырой нефти, от жидкостного состояния в газообразное и/или паровое состояние.
20. Способ, включающий:
пропускание сырой нефти, содержащей летучие сложные вещества, через конструкцию башенного типа для рекуперации паров;
вызывание внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров фазового изменения в части указанных летучих сложных веществ из жидкости в газовую и/или паровую фазу;
отделение указанной газовой и/или паровой фазы от жидких гидрокарбонатов;
пропускание указанной отделенной газовой и/или паровой фазы в устройство для рекуперации паров, при этом устройство для рекуперации паров представляет собой компрессор;
компрессия указанной газовой и/или паровой фазы до пропускания указанных газа и/или пара через указанный теплообменник, расположенный в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров;
пропускание указанной сжатой газовой и/или паровой фазы через указанный теплообменник со скоростью от около 10000 стандартных кубических футов до около 2000000 стандартных кубических футов в день, при этом указанный теплообменник передает сырой нефти в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров тепло от указанной сжатой газовой и/или паровой фазы, таким образом увеличивая количество фазового изменения летучих сложных веществ, имеющихся в указанной сырой нефти, от жидкостного состояния в газообразное и/или паровое состояние.
21. Способ, включающий:
пропускание сырой нефти, содержащей летучие сложные вещества, через конструкцию башенного типа для рекуперации паров со скоростью от около 10 баррелей в день до около 5000 баррелей в день;
вызывание внутри указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров фазового изменения в части указанных летучих сложных веществ из жидкости в газовую и/или паровую фазу;
отделение указанной газовой и/или паровой фазы от жидких гидрокарбонатов;
пропускание указанной отделенной газовой и/или паровой фазы в устройство для рекуперации паров, при этом устройство для рекуперации паров представляет собой компрессор;
компрессия указанной газовой и/или паровой фазы до пропускания указанных газа и/или пара через указанный теплообменник;
пропускание указанной газовой и/или паровой фазы через указанный теплообменник, который таким образом передает сырой нефти в указанной конструкции башенного типа для рекуперации паров тепло от указанной сжатой газовой и/или паровой фазы, и таким образом увеличивая количество фазового изменения летучих сложных веществ, имеющихся в указанной сырой нефти, от жидкостного состояния в газообразное и/или паровое состояние.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662281961P | 2016-01-22 | 2016-01-22 | |
| US62/281,961 | 2016-01-22 | ||
| PCT/US2017/013942 WO2017127426A1 (en) | 2016-01-22 | 2017-01-18 | Vapor recovery system and method |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018130071A true RU2018130071A (ru) | 2020-02-25 |
| RU2018130071A3 RU2018130071A3 (ru) | 2020-09-10 |
| RU2750595C2 RU2750595C2 (ru) | 2021-06-29 |
Family
ID=59362537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018130071A RU2750595C2 (ru) | 2016-01-22 | 2017-01-18 | Система и способ рекуперации паров |
Country Status (20)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11117070B2 (ru) |
| EP (1) | EP3405270B1 (ru) |
| CN (1) | CN108778439B (ru) |
| AU (1) | AU2017209033B2 (ru) |
| CA (1) | CA3012044C (ru) |
| CO (1) | CO2018008726A2 (ru) |
| DK (1) | DK3405270T3 (ru) |
| ES (1) | ES2867101T3 (ru) |
| HR (1) | HRP20210695T1 (ru) |
| HU (1) | HUE054549T2 (ru) |
| IL (1) | IL260692B2 (ru) |
| LT (1) | LT3405270T (ru) |
| MX (1) | MX2018008796A (ru) |
| NO (1) | NO20181089A1 (ru) |
| PL (1) | PL3405270T3 (ru) |
| RS (1) | RS61981B1 (ru) |
| RU (1) | RU2750595C2 (ru) |
| SA (1) | SA518392045B1 (ru) |
| SI (1) | SI3405270T1 (ru) |
| WO (1) | WO2017127426A1 (ru) |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2309075A (en) * | 1939-03-09 | 1943-01-19 | Continental Oil Co | Method of operating high pressure oil and gas wells |
| US2899013A (en) | 1956-04-09 | 1959-08-11 | Nat Tank Co | Apparatus for recovery of petroleum vapors from run tanks |
| BE629905A (ru) * | 1962-09-11 | |||
| US4246938A (en) | 1979-05-07 | 1981-01-27 | Texaco Inc. | Vapor collecting system |
| NZ209687A (en) * | 1983-09-29 | 1987-06-30 | Rodney Thomas Heath | Apparatus and method for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent |
| US4536280A (en) * | 1983-12-19 | 1985-08-20 | Uop Inc. | Visbreaking process |
| US5017240A (en) | 1990-02-02 | 1991-05-21 | Brown Earnest D | Vapor treatment facilities for petroleum storage tank cleaning |
| DE4318936C1 (de) * | 1993-06-02 | 1994-09-29 | Mannesmann Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Steuerung der Ausförderung des Rückstandes bei der Destillation von verunreinigten Flüssigkeiten |
| US5881569A (en) * | 1997-05-07 | 1999-03-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5897690A (en) | 1997-10-01 | 1999-04-27 | Mcgrew; Robert L. | Vapor recovery system for hydrocarbon storage tanks |
| US7780766B2 (en) * | 2006-03-27 | 2010-08-24 | Leed Fabrication Services, Inc. | Removal of vapor gas generated by an oil-containing material |
| US7506685B2 (en) * | 2006-03-29 | 2009-03-24 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases |
| US8613838B2 (en) * | 2009-07-31 | 2013-12-24 | Vertex Energy, Lp | System for making a usable hydrocarbon product from used oil |
| US8864887B2 (en) | 2010-09-30 | 2014-10-21 | Rodney T. Heath | High efficiency slug containing vapor recovery |
| US9233893B2 (en) * | 2011-08-25 | 2016-01-12 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Selective hydrogenation of alkynyl-containing compounds and polyunsaturated compounds |
| RU2536504C1 (ru) * | 2013-07-11 | 2014-12-27 | Сергей Витальевич Ардамаков | Установка рекуперации паров органических соединений |
| US9205348B2 (en) * | 2014-02-20 | 2015-12-08 | Randy Swan | Vapor recovery apparatus and method for oil and gas wells |
-
2017
- 2017-01-18 MX MX2018008796A patent/MX2018008796A/es unknown
- 2017-01-18 RU RU2018130071A patent/RU2750595C2/ru active
- 2017-01-18 CN CN201780017714.5A patent/CN108778439B/zh active Active
- 2017-01-18 HR HRP20210695TT patent/HRP20210695T1/hr unknown
- 2017-01-18 RS RS20210463A patent/RS61981B1/sr unknown
- 2017-01-18 DK DK17741849.8T patent/DK3405270T3/da active
- 2017-01-18 SI SI201730736T patent/SI3405270T1/sl unknown
- 2017-01-18 EP EP17741849.8A patent/EP3405270B1/en active Active
- 2017-01-18 AU AU2017209033A patent/AU2017209033B2/en active Active
- 2017-01-18 ES ES17741849T patent/ES2867101T3/es active Active
- 2017-01-18 PL PL17741849T patent/PL3405270T3/pl unknown
- 2017-01-18 LT LTEP17741849.8T patent/LT3405270T/lt unknown
- 2017-01-18 CA CA3012044A patent/CA3012044C/en active Active
- 2017-01-18 HU HUE17741849A patent/HUE054549T2/hu unknown
- 2017-01-18 US US16/071,430 patent/US11117070B2/en active Active
- 2017-01-18 WO PCT/US2017/013942 patent/WO2017127426A1/en not_active Ceased
-
2018
- 2018-07-19 IL IL260692A patent/IL260692B2/en unknown
- 2018-07-19 SA SA518392045A patent/SA518392045B1/ar unknown
- 2018-08-17 NO NO20181089A patent/NO20181089A1/en unknown
- 2018-08-21 CO CONC2018/0008726A patent/CO2018008726A2/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3405270A4 (en) | 2019-09-18 |
| LT3405270T (lt) | 2021-07-26 |
| RU2750595C2 (ru) | 2021-06-29 |
| HRP20210695T1 (hr) | 2021-09-17 |
| CN108778439B (zh) | 2021-06-11 |
| IL260692A (ru) | 2018-09-20 |
| BR112018014826A2 (pt) | 2018-12-18 |
| AU2017209033B2 (en) | 2022-01-27 |
| CA3012044C (en) | 2024-01-09 |
| SI3405270T1 (sl) | 2021-08-31 |
| HUE054549T2 (hu) | 2021-09-28 |
| SA518392045B1 (ar) | 2021-12-13 |
| EP3405270B1 (en) | 2021-04-07 |
| NO20181089A1 (en) | 2018-08-17 |
| EP3405270A1 (en) | 2018-11-28 |
| IL260692B1 (en) | 2023-01-01 |
| IL260692B2 (en) | 2023-05-01 |
| AU2017209033A1 (en) | 2018-08-16 |
| CA3012044A1 (en) | 2017-07-27 |
| US11117070B2 (en) | 2021-09-14 |
| WO2017127426A1 (en) | 2017-07-27 |
| PL3405270T3 (pl) | 2021-09-27 |
| ES2867101T3 (es) | 2021-10-20 |
| US20210228997A1 (en) | 2021-07-29 |
| RS61981B1 (sr) | 2021-07-30 |
| MX2018008796A (es) | 2018-11-29 |
| RU2018130071A3 (ru) | 2020-09-10 |
| CN108778439A (zh) | 2018-11-09 |
| DK3405270T3 (da) | 2021-05-03 |
| CO2018008726A2 (es) | 2018-08-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2476789C1 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления | |
| WO2014117152A4 (en) | Volumetric energy recovery system with three stage expansion | |
| WO2014140469A3 (fr) | Procede de generation de vapeur d'eau et procede de recuperation de petrole brut par drainage gravitaire assiste par injection de vapeur d'eau (sagd) incluant ledit procede de generation de vapeur d'eau | |
| RU2015116828A (ru) | Тепловая интеграция системы подачи воздуха в силовую установку с котлом со сжиганием в кислороде | |
| WO2011126601A3 (en) | Once-through vertical evaporators for wide range of operating temperatures | |
| RU2015116856A (ru) | Энергетическая установка с кислородным бойлером с интегрированным по теплу блоком разделения воздуха | |
| RU2018130071A (ru) | Система и способ рекуперации паров | |
| HRP20211305T1 (hr) | Postrojenje rankinovog ciklusa i proces za regasifikaciju tekućeg plina | |
| CN203890299U (zh) | 一种原油加热分离一体化装置 | |
| CN105484716A (zh) | 油田采出液热能回收装置及方法 | |
| RU2015138573A (ru) | Способ комплексной подготовки газоконденсатных залежей с глубоким извлечением углеводородов с3+ и установка для его осуществления | |
| CN108654129A (zh) | 一种分段收集精馏液的桉油精馏装置及加工方法 | |
| CN103062900A (zh) | 一种防止排气时喷油的导热油循环系统 | |
| CN207675011U (zh) | 丙烷生产线中的原料预热器 | |
| CN204693817U (zh) | 热泵与真空相变炉及陶瓷涂层复合原油加热系统 | |
| CN207195147U (zh) | 天然气增压装置 | |
| CN204958819U (zh) | 一种强化天然气中液化气回收装置 | |
| CN105387348B (zh) | 二氧化碳驱双气—双液分离转油工艺 | |
| CN204134255U (zh) | 一种蒸煮两用提取罐提取系统 | |
| NO326080B1 (no) | Arrangement for deling av bronnstrom og separasjonssystem | |
| RU139073U1 (ru) | Установка низкотемпературной переработки нефтяного газа | |
| CN204963323U (zh) | 一种卧式油液分离罐 | |
| CN204911467U (zh) | 一种节能回流装置 | |
| RU2557880C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| CN203803480U (zh) | 一种蒸汽加热系统 |