RU2809095C1 - Method for two-stage drying of hydrocarbon gas - Google Patents
Method for two-stage drying of hydrocarbon gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809095C1 RU2809095C1 RU2023107593A RU2023107593A RU2809095C1 RU 2809095 C1 RU2809095 C1 RU 2809095C1 RU 2023107593 A RU2023107593 A RU 2023107593A RU 2023107593 A RU2023107593 A RU 2023107593A RU 2809095 C1 RU2809095 C1 RU 2809095C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- diethylene glycol
- unit
- regenerated
- washing section
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к улучшению качества подготовки компримированного природного газа в условиях отсутствия возможности охлаждения газа при работе дожимного комплекса в летний период времени.The invention relates to the field of natural gas production and, in particular, to improving the quality of preparation of compressed natural gas in the absence of the possibility of cooling the gas when the booster complex operates in the summer.
Из области техники известен способ абсорбционной осушки углеводородного газа драйфиксол (патент РФ №2140807, МПК B01D 53/26, опубл. 10.11.1999).A method of absorption drying of hydrocarbon gas, Dryfixol, is known from the field of technology (RF patent No. 2140807, IPC B01D 53/26, published 11/10/1999).
Способ включает ввод в поток газа летучего ингибитора гидратообразования, охлаждение газа, сепарацию, ввод в поток абсорбента, выведение и регенерацию отработанных ингибитора и абсорбента. Выведенные потоки отработанных ингибитора и абсорбента объединяют и направляют в поток газа в начало процесса, сепарируют и выделенную фазу насыщенного абсорбента подают на регенерацию.The method includes introducing a volatile hydrate formation inhibitor into the gas flow, gas cooling, separation, introducing an absorbent into the flow, removing and regenerating the spent inhibitor and absorbent. The exhausted streams of spent inhibitor and absorbent are combined and directed into a gas stream at the beginning of the process, separated, and the separated phase of the saturated absorbent is supplied for regeneration.
Существенным недостатком указанного способа является необходимость охлаждения газа, содержащего летучие ингибиторы, на аппаратах воздушного охлаждения (АВО), что на поздней стадии компрессорной эксплуатации месторождения неэффективно в летний жаркий период при температуре окружающей среды +25…30°С. При повышенной температуре газа (температуры контакта газ - абсорбент) снижаются показатели качества осушенного газа по глубине осушки. Кроме того, данный способ влечет дополнительную потребность летучего ингибитора гидратообразования.A significant disadvantage of this method is the need to cool the gas containing volatile inhibitors using air cooling units (ACU), which at the late stage of compressor operation of the field is ineffective in the hot summer period at an ambient temperature of +25...30°C. At elevated gas temperatures (gas-absorbent contact temperatures), the quality indicators of the dried gas in terms of drying depth decrease. In addition, this method entails the additional need for a volatile hydrate inhibitor.
Известен способ осушки углеводородного газа (патент РФ №2108851, МПК B01D 53/26, опубликовано 20.04.1998). Сущность изобретения заключается в том, что предварительная абсорбция охлажденным абсорбентом происходит в трубопроводе смешения. В этом случае в трубопроводе смешения осуществляются два процесса - охлаждение и предварительная осушка газа. Причем, осуществляется двухступенчатая абсорбция: 1 ступень - трубопровод смешения (куда происходит предварительная подача абсорбента); 2 ступень - абсорбционный аппарат колонного типа.There is a known method for drying hydrocarbon gas (RF patent No. 2108851, IPC B01D 53/26, published 04/20/1998). The essence of the invention lies in the fact that preliminary absorption by a cooled absorbent occurs in a mixing pipeline. In this case, two processes are carried out in the mixing pipeline - cooling and preliminary drying of the gas. Moreover, two-stage absorption is carried out: 1st stage - mixing pipeline (where the absorbent is pre-supplied); Stage 2 - column-type absorption apparatus.
Существенным недостатком указанного способа является неравномерная подача абсорбента по сечению трубопровода смешения, что, в свою очередь, снижает эффективность предварительной осушки, а также приводит к необходимости поиска источников предварительного охлаждения абсорбента в условиях летнего жаркого периода времени года при температуре окружающей среды +25…30°С.A significant disadvantage of this method is the uneven supply of absorbent along the cross-section of the mixing pipeline, which, in turn, reduces the efficiency of pre-drying, and also leads to the need to search for sources of pre-cooling of the absorbent in the hot summer period of the year at an ambient temperature of +25...30° WITH.
На сеноманских газовых промыслах Заполярного месторождения подготовка природного газа к транспорту осуществляется методом абсорбционной осушки с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля. По существующей схеме сырой газ после компримирования из входных линий поступает в цеха осушки газа на технологические линии установок осушки. Каждая технологическая линия состоит из блока газосепаратора с промывочной секцией и блока абсорбера. Подача диэтиленгликоля производится в абсорбер в требуемом объеме для поддержания необходимого качества природного газа, которое определяется температурой точки росы по воде (в летний период не выше -14°С) в соответствии с требованиями.At the Cenomanian gas fields of the Zapolyarnoye field, the preparation of natural gas for transport is carried out by absorption drying using diethylene glycol as an absorbent. According to the existing scheme, raw gas, after compression, from the input lines enters the gas drying workshops onto the technological lines of drying units. Each production line consists of a gas separator block with a washing section and an absorber block. Diethylene glycol is supplied to the absorber in the required volume to maintain the required quality of natural gas, which is determined by the water dew point temperature (in summer not higher than -14°C) in accordance with the requirements.
До начала ввода дожимного комплекса поддержание требуемой температуры точки росы газа не составляло особого труда по причине невысокой температуры газа даже в летний период. После ввода дожимной компрессорной станции (далее ДКС) на сеноманских промыслах первых очередей в летний жаркий период времени (особенно в дневное время суток) происходит значительный рост температуры компримированного газа на выходе аппаратов воздушного охлаждения ДКС, оказывающий негативное воздействие на параметры работы как установки абсорбционной осушки газа (повышенная температура контакта), так и установки регенерации абсорбента и, как следствие, отклонение в показаниях температуры точки росы по воде.Before the start of commissioning of the booster complex, maintaining the required gas dew point temperature was not particularly difficult due to the low gas temperature even in summer. After the commissioning of a booster compressor station (hereinafter BCS) at the Cenomanian fields of the first stages in the hot summer period (especially during the daytime), there is a significant increase in the temperature of the compressed gas at the outlet of the air-cooling devices of the BCS, which has a negative impact on the operating parameters of an absorption gas drying installation (increased contact temperature) and absorbent regeneration installations and, as a consequence, a deviation in the water dew point temperature readings.
В качестве ближайшего аналога принят двухступенчатый технологический процесс в цехе осушки газа, включающий на первой ступени подачу газа в блок газосепаратора с промывочной секцией для отделения от газа пластовой воды, механических примесей и солей с последующим отводом газа в блок абсорбера, в котором на второй ступени осуществляют осушку газа за счет контакта с регенерированным диэтиленгликолем, отвод насыщенного диэтиленгликоля из блока абсорбера в систему регенерации, отвод осушенного газа в пункт замера и далее в магистральный газопровод (Описание технологического процесса осушки газа. Автоматизация установки комплексной подготовки газа заполярного газонефтеконденсатного месторождения https://studbooks.net/2576305/tovarovedenie/avtomatizatsiya_ustanovki_kompleksnoy_podgotovki_gaza_zapolyarnogo_gazoneftekondensatnogo_mestorozhdeniyaAs the closest analogue, a two-stage technological process in the gas drying shop is adopted, which includes, in the first stage, the supply of gas to a gas separator block with a washing section to separate formation water, mechanical impurities and salts from the gas, followed by gas removal to the absorber block, in which, in the second stage, drying of gas due to contact with regenerated diethylene glycol, removal of saturated diethylene glycol from the absorber block into the regeneration system, removal of dried gas to the metering point and then into the main gas pipeline (Description of the technological process of gas drying. Automation of a complex gas treatment plant for a polar gas-oil-condensate field https://studbooks .net/2576305/tovarovedenie/avtomatizatsiya_ustanovki_kompleksnoy_podgotovki_gaza_zapolyarnogo_gazoneftekondensatnogo_mestorozhdeniya
Технически обеспечить дополнительное охлаждение газа при повышенной температуре воздуха (+20…25°С и выше) невозможно ввиду отсутствия станций охлаждения газа.It is technically impossible to provide additional gas cooling at elevated air temperatures (+20...25°C and above) due to the lack of gas cooling stations.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение качества осушки газа в жаркий летний период времени года в условиях падающей добычи при работе ДКС.The problem to which the present invention is aimed is to improve the quality of gas drying in the hot summer period of the year in conditions of falling production during the operation of a booster compressor station.
Указанная задача решается тем, что в способе двухступенчатой осушки углеводородного газа, включающем на первой ступени подачу газа в блок газосепаратора с промывочной секцией для отделения от газа пластовой воды, механических примесей и солей с последующим отводом газа в блок абсорбера, в котором на второй ступени осуществляют осушку газа за счет контакта с регенерированным диэтиленгликолем, отвод насыщенного диэтиленгликоля из блока абсорбера в систему регенерации, отвод осушенного газа в пункт замера и далее в магистральный газопровод, регенерированный диэтиленгликоль дополнительно направляют в блок газосепаратора с промывочной секцией с последующим отводом насыщенного диэтиленгликоля из кубовой части этого блока в упомянутую систему регенерации, при этом на выходе осушенного газа из блока абсорбера и на выходе из установки комплексной подготовки газа определяют температуру точки росы по воде и на основании полученных данных осуществляют регулировку подачи регенерированного диэтиленгликоля в промывочную секцию блока газосепаратора. Подачу регенерированного диэтиленгликоля в промывочную секцию блока газосепаратора осуществляют в объеме от 0,56 до 1 м3/ч. Подачу регенерированного диэтиленгликоля в блок абсорбера осуществляют в объеме от 1 до 2 м3/ч.This problem is solved by the fact that in the method of two-stage drying of hydrocarbon gas, which includes, at the first stage, supplying gas to a gas separator block with a washing section to separate formation water, mechanical impurities and salts from the gas, followed by gas removal to the absorber block, in which, at the second stage, gas drying due to contact with regenerated diethylene glycol, removal of saturated diethylene glycol from the absorber block into the regeneration system, removal of the dried gas to the measurement point and then into the main gas pipeline, regenerated diethylene glycol is additionally sent to the gas separator block with a washing section, followed by removal of saturated diethylene glycol from the bottom part of this block into the mentioned regeneration system, while at the outlet of the dried gas from the absorber block and at the outlet from the integrated gas preparation unit, the water dew point temperature is determined and, based on the data obtained, the supply of regenerated diethylene glycol to the washing section of the gas separator block is adjusted. The supply of regenerated diethylene glycol to the washing section of the gas separator block is carried out in a volume of 0.56 to 1 m 3 /h. Regenerated diethylene glycol is supplied to the absorber unit in a volume of 1 to 2 m 3 /h.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является соблюдение требований по температуре точки росы по воде в летний период, которая не должна превышать -14°С.The technical result achieved from the implementation of the invention is compliance with the requirements for the dew point temperature of water in the summer, which should not exceed -14°C.
Схема, реализующая предлагаемое изобретение, показана на чертеже, где позициями обозначены:The circuit implementing the proposed invention is shown in the drawing, where the positions indicate:
1- блок газосепаратора с промывочной секцией;1- gas separator block with washing section;
2- блок абсорбера;2- absorber block;
3- огневой регенератор диэтиленгликоля;3- fire diethylene glycol regenerator;
4- сырой углеводородный газ;4- raw hydrocarbon gas;
5- осушенный углеводородный газ;5- dried hydrocarbon gas;
6- насыщенный диэтиленгликоль (нДЭГ);6-saturated diethylene glycol (sDEG);
7- регенерированный диэтиленгликоль (рДЭГ).7-regenerated diethylene glycol (rDEG).
Осуществление способа проиллюстрировано на следующих примерах реализации.The implementation of the method is illustrated in the following implementation examples.
В мае-июне 2022 года, в период планового останова, на сеноманском газовом промысле заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) реализовано техническое решение по двухступенчатой осушке углеводородного газа по приведенной схеме. С 10 по 27 июня 2022 года проводились исследования по эффективности работы осушки газа на технологических линиях с двухступенчатой схемой в сравнении с технологической линией, работающей по стандартной схеме.In May-June 2022, during the period of planned shutdown, a technical solution for two-stage drying of hydrocarbon gas according to the above scheme was implemented at the Cenomanian gas field of the polar oil and gas condensate field (OGCF). From June 10 to June 27, 2022, studies were conducted on the efficiency of gas drying on production lines with a two-stage scheme in comparison with a process line operating according to a standard scheme.
При проведении исследований изменялась температура окружающей среды, соответственно и температура газа в технологических линиях. Также изменялись параметры технологического режима: расход газа на технологическую линию, температура контакта в аппаратах, расход рДЭГ. Сравнивались технологические линии, работающие по стандартной схеме (с подачей рДЭГ только в абсорбер) и технологические линии с двухступенчатой осушкой, представленные на чертеже. Во время проведения исследований было выделено 4 режима работы технологических линий.During the research, the ambient temperature and, accordingly, the temperature of the gas in the production lines changed. The parameters of the technological mode were also changed: gas flow to the production line, contact temperature in the devices, rDEG flow. Technological lines operating according to the standard scheme (with rDEG supplied only to the absorber) and technological lines with two-stage drying, shown in the drawing, were compared. During the research, 4 operating modes of production lines were identified.
Режим №1: температура газа на входе в технологические линии 23,0 -23,6°С, расход газа 310-316 тыс.м3/ч, подача рДЭГ 2,70 - 2,80 м3/ч.Mode No. 1: gas temperature at the inlet to the technological lines 23.0 -23.6 ° C, gas flow 310-316 thousand m 3 / h, rDEG supply 2.70 - 2.80 m 3 / h.
В ходе исследований технологической линии №9 с двухступенчатой осушкой газа на режиме №1 точка росы осушенного газа по воде при рабочих условиях составила минус 14,6°С, что ниже на 1,4°С точки росы на технологической линии №10, работающей по стандартной (точка росы осушенного газа по воде минус 13,2°С при рабочих условиях).During studies of process line No. 9 with two-stage gas drying in mode No. 1, the dew point of the dried gas over water under operating conditions was minus 14.6 ° C, which is 1.4 ° C lower than the dew point on process line No. 10, operating under standard (dry gas dew point over water minus 13.2°C under operating conditions).
Режим №2: температура газа на входе в технологические линии 24,4 -25,4°С, расход газа 251 - 257 тыс.м3/ч, подача рДЭГ 2,79 - 2,95 м3/ч.Mode No. 2: gas temperature at the inlet to the technological lines 24.4 -25.4 ° C, gas flow 251 - 257 thousand m 3 / h, rDEG supply 2.79 - 2.95 m 3 / h.
В ходе исследований технологической линии №9 с двухступенчатой осушкой газа на режиме №2 точка росы осушенного газа по воде при рабочих условиях составила минус 15,0°С, что также ниже на 1,4°С точки росы на технологической линии №10, работающей по стандартной (точка росы осушенного газа по воде минус 13,6°С при рабочих условиях).During studies of process line No. 9 with two-stage gas drying in mode No. 2, the dew point of the dried gas over water under operating conditions was minus 15.0 ° C, which is also 1.4 ° C lower than the dew point on process line No. 10 operating according to standard (dew point of dried gas over water minus 13.6°C under operating conditions).
Режим №3: температура газа на входе в аппараты 23,1 - 24,2°С, расход газа 266 - 267 тыс.м3/ч, подача рДЭГ 2,24 - 2,65 м3/ч. В ходе исследований технологической линии №3 с двухступенчатой осушкой газа на режиме №3 точка росы осушенного газа по воде при рабочих условиях составила минус 16,5°С, что ниже на 2,5°С точки росы на технологической линии №2, работающей по стандартной (точка росы осушенного газа по воде минус 14,0°С при рабочих условиях).Mode No. 3: gas temperature at the inlet to the devices 23.1 - 24.2 ° C, gas flow 266 - 267 thousand m 3 / h, rDEG supply 2.24 - 2.65 m 3 / h. During studies of process line No. 3 with two-stage gas drying in mode No. 3, the dew point of the dried gas over water under operating conditions was minus 16.5 ° C, which is 2.5 ° C lower than the dew point on process line No. 2, operating under standard (dry gas dew point over water minus 14.0°C under operating conditions).
Режим №4: температура газа на входе в аппараты 15,3-18,0°С, расход газа 239-245 тыс.м3/ч, подача рДЭГ 2,70-2,76 м3/ч.Mode No. 4: gas temperature at the inlet to the devices 15.3-18.0 ° C, gas flow 239-245 thousand m 3 / h, rDEG supply 2.70-2.76 m 3 / h.
В ходе исследований технологической линии №11 с двухступенчатой осушкой газа на режиме №4 точка росы осушенного газа по воде при рабочих условиях составила минус 15,3°С, что ниже на 1,3°С точки росы на технологической линии №7, работающей по стандартной (точка росы осушенного газа по воде минус 14,0°С при рабочих условиях).During studies of process line No. 11 with two-stage gas drying in mode No. 4, the dew point of the dried gas over water under operating conditions was minus 15.3 ° C, which is 1.3 ° C lower than the dew point on process line No. 7, operating under standard (dry gas dew point over water minus 14.0°C under operating conditions).
С целью определения зависимости точки росы от количества, подаваемого рДЭГ в сепараторы с двухступенчатой осушкой, проведен замер на технологических линиях №№9, 10 с разными расходами рДЭГ.In order to determine the dependence of the dew point on the amount of rDEG supplied to separators with two-stage drying, measurements were carried out on technological lines No. 9, 10 with different rDEG flow rates.
В ходе исследований технологической линии №9 с двухступенчатой осушкой и подачей рДЭГ в сепаратор с расходом 0,6 м3/ч точка росы осушенного газа по воде при рабочих условиях составила минус 16,1°С, что оказалось выше на 1,1°С точки росы на технологической линии №10 с двухступенчатой осушкой и подачей рДЭГ в сепаратор с расходом 1,0 м3/ч (точка росы осушенного газа по воде минус 17,2°С при рабочих условиях). При этом расход подаваемого рДЭГ в абсорберы технологических линий №№9, 10 был одинаковый и составлял 1,8 м3/ч.During studies of technological line No. 9 with two-stage drying and supply of rDEG to the separator with a flow rate of 0.6 m 3 /h, the dew point of the dried gas over water under operating conditions was minus 16.1 ° C, which turned out to be higher by 1.1 ° C dew point on process line No. 10 with two-stage drying and supply of rDEG to the separator with a flow rate of 1.0 m 3 / h (dew point of dried gas over water minus 17.2 ° C under operating conditions). At the same time, the flow rate of rDEG supplied to the absorbers of technological lines No. 9, 10 was the same and amounted to 1.8 m 3 /h.
При проведении исследований давление в аппаратах было в пределах от 4,22 до 4,51 МПа, концентрация рДЭГ в среднем составила 99,01% масс, и температура рДЭГ изменялась от 24,9 до 38,2°С.During the studies, the pressure in the apparatus was in the range from 4.22 to 4.51 MPa, the concentration of rDEG was on average 99.01% of the mass, and the temperature of rDEG varied from 24.9 to 38.2°C.
По итогам проведенных исследований было отмечено:Based on the results of the studies, it was noted:
1. На технологических линиях с двухступенчатой осушкой точка росы по воде, снижается на 1,3...2,5°С по сравнению с технологическими линиями, работающими по стандартной схеме.1. On production lines with two-stage drying, the water dew point is reduced by 1.3...2.5°C compared to production lines operating according to the standard scheme.
2. Обеспечивается соответствие качества газа температуры точки росы (Ттр) по воде требованиям летнего периода (не выше минус 14°С при абсолютном давлении 3,92 МПа) с двухступенчатой осушкой углеводородного газа.2. The gas quality is ensured to meet the water dew point temperature (Tdp) requirements of the summer period (not higher than minus 14°C at an absolute pressure of 3.92 MPa) with two-stage drying of hydrocarbon gas.
Применение заявляемого способа позволяет повысить эффективность подготовки газа к транспорту в режиме работы с ДКС Заполярного НГКМ в летний период года при температуре наружного воздуха выше +20…25°С.The use of the proposed method makes it possible to increase the efficiency of gas preparation for transport in the operating mode of the Zapolyarny oil and gas condensate field booster compressor station in the summer at outdoor temperatures above +20...25°C.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809095C1 true RU2809095C1 (en) | 2023-12-06 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5453114A (en) * | 1994-06-22 | 1995-09-26 | Ebeling; Harold O. | Method of dehydrating natural gas for reducing emissions of hydrocarbon impurities |
| RU2140807C1 (en) * | 1998-05-18 | 1999-11-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of absorption dehydration of hydrocarbon gas dryfixol |
| RU2160150C2 (en) * | 1999-03-17 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская нефтегазовая компания" | Method of dehydration of hydrocarbon gas |
| RU2199375C1 (en) * | 2002-02-19 | 2003-02-27 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of absorption drying of hydrocarbon gas |
| US7531030B2 (en) * | 1999-06-15 | 2009-05-12 | Heath Rodney T | Natural gas dehydrator and system |
| RU2634782C1 (en) * | 2016-07-20 | 2017-11-03 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Воронежский институт Государственной противопожарной службы Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий" (ФГБОУ ВО Воронежский | Method of drying hydrocarbon gas by diethylene glycol |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5453114A (en) * | 1994-06-22 | 1995-09-26 | Ebeling; Harold O. | Method of dehydrating natural gas for reducing emissions of hydrocarbon impurities |
| RU2140807C1 (en) * | 1998-05-18 | 1999-11-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of absorption dehydration of hydrocarbon gas dryfixol |
| RU2160150C2 (en) * | 1999-03-17 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская нефтегазовая компания" | Method of dehydration of hydrocarbon gas |
| US7531030B2 (en) * | 1999-06-15 | 2009-05-12 | Heath Rodney T | Natural gas dehydrator and system |
| RU2199375C1 (en) * | 2002-02-19 | 2003-02-27 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of absorption drying of hydrocarbon gas |
| RU2634782C1 (en) * | 2016-07-20 | 2017-11-03 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Воронежский институт Государственной противопожарной службы Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий" (ФГБОУ ВО Воронежский | Method of drying hydrocarbon gas by diethylene glycol |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102000486B (en) | Method for catching carbon dioxide in flue gas by active sodium carbonate and apparatus thereof | |
| CA2786997C (en) | Water wash method and system for a carbon dioxide capture process | |
| CN100579631C (en) | Method for recovering carbon dioxide from gas, use thereof and device for recovering carbon dioxide | |
| US20100061904A1 (en) | Co2 absorption method | |
| US9463411B2 (en) | Carbon dioxide chemical absorption system installed with vapor recompression equipment | |
| CN103274406B (en) | Novel carbon dioxide trapping device performing liquefaction and sublimation | |
| RU2741034C9 (en) | Two-step method of removing carbon dioxide from synthesis gas | |
| CN102653815A (en) | Mirror face plate annealing furnace shielding gas reclamation and cyclic utilization device | |
| WO2014109329A1 (en) | Dehydration device, gas compression system, and dehydration method | |
| US8486358B2 (en) | Carbon dioxide capture method, with optimized acid wash section | |
| RU2809095C1 (en) | Method for two-stage drying of hydrocarbon gas | |
| RU2206375C1 (en) | Commercial gaseous carbon dioxide production process | |
| CN104964515B (en) | Synthetic ammonia tailgas comprehensive utilization process and device | |
| RU2199375C1 (en) | Method of absorption drying of hydrocarbon gas | |
| CN206566661U (en) | A kind of waste gas cold treatment device | |
| RU2623001C1 (en) | Light fractions recovery unit | |
| RU2748488C1 (en) | Associated petroleum gas processing unit producing wide light hydrocarbon fraction (variants) | |
| RU2729427C1 (en) | Oil-associated gas processing plant for obtaining natural gas liquids (embodiments) | |
| CN111747411B (en) | Low-pressure low-temperature treatment method for industrial carbon dioxide gas | |
| RU2748489C1 (en) | Associated petroleum gas processing unit producing propane-butane fraction (variants) | |
| CN110681246B (en) | Modified triethylene glycol composition and device for dehumidifying low-concentration gas by using same | |
| RU2739039C1 (en) | Unit for preparation of associated petroleum gas with production of wide fraction of light hydrocarbons (versions) | |
| RU2372568C1 (en) | Method of extracting ammonia from purge gases | |
| EA032340B1 (en) | Method for the recovery of carbon dioxide from an absorbent with reduced supply of stripping steam | |
| CN103524292B (en) | Dehydration system of 1, 1, 1, 2-tetrafluoroethane crude product |