Способ подготовки углеводородного газа к транспорту


B01D53/00 - Разделение (разделение твердых частиц мокрыми способами B03B,B03D; с помощью пневматических отсадочных машин или концентрационных столов B03B, другими сухими способами B07; магнитное или электростатическое отделение твердых материалов от твердых материалов или от текучей среды, разделение с помощью электрического поля, образованного высоким напряжением B03C; центрифуги, циклоны B04; прессы как таковые для выжимания жидкостей из веществ B30B 9/02; обработка воды C02F, например умягчение ионообменом C02F 1/42; расположение или установка фильтров в устройствах для кондиционирования, увлажнения воздуха, вентиляции F24F 13/28)

Владельцы патента RU 2701020:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" (RU)

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из водометанольного раствора высокой концентрации, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом. Затем проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, в три ступени нагревают отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки. Жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации. Возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком. В жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ выветривания низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока. Водный раствор после десорбции метанола делят на две части, первую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, вторую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в легкий углеводородный конденсат после окончательной сепарации газового потока для сорбции метанола. Технический результат заключается в увеличении срока эксплуатации насосов подачи водометанольного раствора, уменьшении расхода метанола во время простоя насосов. 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.

Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа в три ступени (Совершенствование технологии ингибирования гидратообразования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей А.Ю. Корякин, А.Ю. Неудахин, Р.А. Мухетдинов и др. / Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2018. С. 166-171, рисунок 1), в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, вводят водометанольный раствор высокой концентрации в газовый поток, выводят из газового потока водный раствор после десорбции метанола, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор после десорбции метанола смешивают с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока, направляют смешенный поток для отделения от тяжелого углеводородного конденсата, газа дегазации высокого давления и водометанольного раствора низкой концентрации, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водометанольный раствор низкой концентрации выводят из установки, тяжелый углеводородный конденсат смешивают с легким углеводородным конденсатом, углеводородный конденсат направляют для отделения газа выветривания, повторно направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, смешивают газ выветривания и газ выветривания низкого давления, эжектируют смешанный газ выветривания в газовый поток при понижении давления.

Недостатком этого способа является ввод жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор метанола после десорбции метанола, что приводит к поглощению тяжелым углеводородным конденсатом метанола из водометанольного раствора, получаемого при вторичной сепарации газового потока. В результате этого увеличиваются потери растворенного в конденсате метанола, а извлечение метанола из конденсата схемой не предусмотрено.

Снижение потерь метанола с конденсатом предусмотрены в схеме подготовки углеводородного газа к транспорту (Совершенствование технологии ингибирования гидратообразования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей А.Ю. Корякин, А.Ю. Неудахин, Р.А. Мухетдинов и др. / Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2018. С. 166-171, рисунок 2), в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из смесевого водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водный раствор делят на две части, первую часть водного раствора выводят из установки, вводят в нагретый легкий углеводородный конденсат вторую часть водного раствора для сорбции метанола, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ дегазации низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, вводят в газ выветривания низкого давления газ дегазации низкого давления с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока.

В этом способе за счет снижения концентрации водометанольного раствора при низкотемпературной сепарации при подаче жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока на окончательную сепарацию газового потока и сорбции метанола потоком воды после первой ступени сепарации из легкого углеводородного конденсата снижается количество растворенного в углеводородном конденсате метанола. Как следствие уменьшается расход метанола при подготовке пластового флюида.

Недостатком этого способа является то, что в жидкой фазе после первичной сепарации, содержатся механические примеси, поступившие со скважин и состоящие из твердых веществ горной породы и продуктов гидроразрыва пласта (проппанта). Эти механические примеси содержатся в водном растворе, применяемом для сорбции метанола из легкого углеводородного конденсата. Из поступления механических примесей происходит сокращение межремонтного периода эксплуатации насосов, которыми подается водометанольный раствор. При выходе из строя насосов прекращается процесс десорбции метанола газовым потоком и увеличивается расход метанола.

Технический результат достигается за счет использования для сорбции метанола водного раствора после десорбции метанола, полученного в результате конденсации влаги при низкотемпературной сепарации газового потока.

Поставленная цель достигается следующим образом. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту, в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из смесевого водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают отсепарированный газ в три ступени газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водный раствор делят на две части, первую часть водного раствора выводят из установки, вводят в нагретый легкий углеводородный конденсат для сорбции метанола вторую часть водного раствора, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ дегазации низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, вводят в газ выветривания низкого давления газ дегазации низкого давления с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока, в отличие от прототипа водный раствор выводят из установки, водный раствор после десорбции метанола делят на две части, первую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, вторую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в легкий углеводородный конденсата для сорбции метанола.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежом фиг. 1.

На иллюстрации обозначены следующие элементы:

1 - трубопровод;

2 - сепаратор первой ступени;

3 - трубопровод;

4 - трубопровод;

5 - колонна-десорбер;

6 - трубопровод;

7 - трубопровод;

8 - воздушный охладитель;

9 - трубопровод;

10 - теплообменник «газ-конденсат»;

11 -трубопровод;

12 - теплообменник «газ-газ»;

13 - трубопровод;

14 - теплообменник «газ-газ»;

15 - трубопровод;

16 - сепаратор второй ступени;

17 - трубопровод;

18 - трубопровод;

19 - теплообменник «газ-газ»;

20 - трубопровод;

21 - редуцирующее устройство (эжектор);

22 - трубопровод;

23 - сепаратор третьей ступени;

24 - трубопровод;

25 - трубопровод;

26 - трубопровод;

27 - трубопровод;

28 - трубопровод;

29 - трубопровод;

30 - трехфазный разделитель;

31 - трубопровод;

32 - трубопровод;

33 - трехфазный разделитель;

34 - трубопровод;

35 - трубопровод;

36 - трубопровод;

37 - трубопровод;

38 - трубопровод;

39 - буферная емкость;

40 - трубопровод;

41 - трубопровод;

42 - насос;

43 - трубопровод;

44 - трубопровод;

45 - трубопровод;

46 - трубопровод;

47 - трехфазный разделитель;

48 - трубопровод;

49 - трубопровод.

Газовый поток от кустов скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где от него отделяют жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, которую по трубопроводу 3 отводят для разделения на газ дегазации высокого давления, тяжелый углеводородный конденсат и водный раствор в трехфазный разделитель 47.

Газовый поток по трубопроводу 4 отводят из сепаратора первой ступени 2 и подают в колонну-десорбер 5 для сорбции метанола из водометанольного раствора высокой концентрации. Направляют газовый поток по трубопроводу 6 в воздушный охладитель 8. Вводят метанол по трубопроводу 7 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 6. Подают газовый поток для охлаждения по трубопроводу 9 в теплообменник «газ-конденсат» 10. Далее газовый поток подают для дополнительного охлаждения дважды отсепарированным газом по трубопроводу 11 в теплообменник «газ-газ» 12 и по трубопроводу 13 в теплообменник «газ-газ» 14.

Из теплообменника 14 газовый поток подают по трубопроводу 15 в сепаратор второй ступени 16 для отделения от газового потока жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока. Направляют газовый поток для охлаждения по трубопроводу 17 в теплообменник «газ-газ» 19. Вводят метанол по трубопроводу 18 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 17. Далее подают газовый поток по трубопроводу 20 для охлаждения за счет понижения давления в редуцирующее устройство (эжектор) 21. Далее газовый поток по трубопроводу 22 подают в сепаратор третьей ступени 23.

Отсепарированный газ из сепаратора 23 подают для нагревания в три ступени по трубопроводу 24 в теплообменник «газ-газ» 19, по трубопроводу 25 в теплообменник «газ-газ» 14 и по трубопроводу 26 в теплообменник «газ-газ» 12. Нагретый отсепарированный газ по трубопроводу 27 выводят из установки.

Жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока из сепаратора 23 по трубопроводу 29 направляют в трехфазный разделитель 30 для разделения на газ дегазации среднего давления, легкий углеводородный конденсат и водометанольный раствор высокой концентрации. Газ дегазации среднего давления из разделителя 30 по трубопроводу 28 направляют в сепаратор 23. Легкий углеводородный конденсат из разделителя 30 подают для нагревания по трубопроводу 31 в теплообменник «газ-конденсат» 10. Нагретый легкий углеводородный конденсат из теплообменника 10 по трубопроводу 32 подают в трехфазный разделитель 33 для разделения на газ выветривания, легкий углеводородный конденсат и водометанольный раствор средней концентрации. Газ выветривания из трехфазного разделителя 33 по трубопроводу 34 направляют в эжектор 21.

Газ дегазации высокого давления из трехфазного разделителя 47 по трубопроводу 35 поступает в газовый поток трубопровода 22, направляемого в сепаратор 23. Тяжелый углеводородный конденсат по трубопроводу 48 направляется в буферную емкость 39. Водный раствор из трехфазного разделителя 47 по трубопроводу 49 выводится из установки.

Высоконцентрированный водометанольный раствор из разделителя 30 по трубопроводу 41 транспортируют в насос 42. Подают по трубопроводу 37 из разделителя 33 водометанольный раствор средней концентрации в высоконцентрированный водометанольный раствор, транспортируемый по трубопроводу 41. Повышают давление смесевого водометанольного раствора с помощью насоса 42 и подают его по трубопроводу 43 в колонну-десорбер 5.

Водный раствор после десорбции метанола по трубопроводу 45 вводят в жидкую фазу после первичной сепарации, транспортируемую по трубопроводу 3. Отводят из трубопровода 45 по трубопроводу 46 часть водного раствора после десорбции метанола в легкий углеводородный конденсат, транспортируемый по трубопроводу 32 для сорбции метанола из легкого углеводородного конденсата.

Легкий углеводородный конденсат из трехфазного разделителя 33 по трубопроводу 38 вводят в поток тяжелого углеводородного конденсата 48 из разделителя 47 для подачи в буферную емкость 39. Из буферной емкости 39 по трубопроводу 44 нестабильный конденсат выводится из установки. Газ выветривания низкого давления из буферной емкости 39 по трубопроводу 40 вводят в поток газа выветривания 34 для подачи в эжектор 21.

Жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока из промежуточного сепаратора 16 по трубопроводу 36 вводят в газ выветривания низкого давления, который транспортируется по трубопроводу 34 для смешения с газовым потоком в эжекторе 21.

Проведенными испытаниями на ГКП-22 Уренгойского месторождения установлено, что реализация предложенного способа подготовки газа позволяет увеличить срок эксплуатации насосов НДГ-2,5-Э-500/160 с 1720 часов до 4320 часов и предотвратить увеличение расхода метанола во время простоя насосов на 48%.

Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из водометанольного раствора высокой концентрации, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, в три ступени нагревают отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ выветривания низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, отличающийся тем, водный раствор после десорбции метанола делят на две части, первую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, вторую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в легкий углеводородный конденсат после окончательной сепарации газового потока для сорбции метанола.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разделения продукции скважин на нефть и воду. Обеспечивает повышение производительности сепаратора, эффективности и качества разделения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции. Технический результат заключается в увеличении дебита газовой скважины и сокращении расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижения его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины.

Изобретение относится к способу обработки текучей среды обратного притока, выходящей с площадки скважины после стимуляции подземного пласта. Технический результат заключается в снижении затрат при подаче углекислого газа к скважине гидроразрыва, уменьшении расхода природного газа при сжигании на факеле, раздельном получении газообразных и жидких углеводородов.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам для сбора нефтесодержащей парожидкостной смеси со скважин. Технический результат заключается в увеличении объемов добычи углеводородов, нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, уменьшении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей, а также в исключении ручного труда, отсутствии систем управления и систем привода запорной арматуры, упрощении конструкции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения и измерения содержания основных фаз в нефтегазовом потоке.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.

Изобретение относится к области газовой промышленности, к способам добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения путем эксплуатации добывающих скважин с низкими устьевыми давлениями фонтанным способом и дальнейшей транспортировки низконапорной продукции на перерабатывающий завод без применения компрессоров и эжекторов.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована при освоении средних по запасам нефтяных месторождений высоковязких нефтей, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов, с последующей переработкой углеводородного сырья непосредственно на промысле.

Изобретение относится к способу получения кислорода путем адсорбции из потока атмосферного воздуха, предусматривающему использование VPSA-установки, содержащей по меньшей мере один адсорбер, причем каждый адсорбер подвергается одному и тому же циклу изменения давления, включающему следующие стадии: a) получение первого потока газа, характеризующегося содержанием кислорода C1, при загрузке потока атмосферного воздуха выше по потоку относительно адсорбера, b) получение второго потока газа, характеризующегося содержанием кислорода C2<C1, c) получение третьего потока газа, характеризующегося содержанием кислорода C3<C2<C1, при одновременном извлечении потока отходов, обогащенного азотом, d) элюирование адсорбера, из которого выпустили три потока газа, полученных на стадиях a), b) и c), посредством исключительно второго потока газа, полученного на стадии b), e) повторное повышение давления в адсорбере, который подвергался элюированию на стадии d), последовательно по меньшей мере с помощью двух потоков, первого и второго потоков, обеспечивающих повторное повышение давления, характеризующихся возрастающим содержанием кислорода, при этом первый поток, обеспечивающий повторное повышение давления, является третьим потоком газа, полученным на стадии c), и второй поток, обеспечивающий повторное повышение давления, является вторым потоком газа, полученным на стадии b).

Изобретение может быть использовано при термической очистке питательной воды для восполнения ее потерь в котлах на тепловых электростанциях, а также на производствах и в технологиях с широким диапазоном изменения потребности в термически очищенной воде при пиковых нагрузках.

Изобретение относится к конструкции выпарных аппаратов и может быть использовано для концентрирования радиоактивных растворов. Предложен выпарной аппарат, содержащий вынесенную греющую камеру, сепаратор с брызгоуловителем, нижнюю питающую камеру, циркуляционную трубу, соединяющую нижнюю питающую камеру с сепаратором, верхнюю часть циркуляционной трубы, плавно изогнутую под углом 90° и соединенную с сепаратором через патрубок, имеющий продолжение внутри сепаратора в виде направляющей потока раствора вниз.

Изобретение относится к способам адсорбции хлорида водорода (HCl) из выходящего газа регенерации. Указанный выходящий из зоны регенерации газ регенерации охлаждают.

Изобретение относится к установкам низкотемпературной дефлегмации с ректификацией и может быть использовано в газовой промышленности для выделения углеводородов С2+ из магистрального природного газа.

Изобретение относится к медицинской технике, а именно к мобильной установке для получения из атмосферного воздуха кислорода медицинского газообразного и может быть использована, например, в военно-медицинских организациях и на этапах медицинской эвакуации при транспортировании автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом.

Изобретение относится к оборудованию для пылеулавливания и может быть использовано в любой отрасли народного хозяйства, где требуется улавливание высокодисперсных аэрозолей из воздушного протока, в частности в пищевой промышленности.

Изобретение относится к фильтрующему элементу, предназначенному для использования в устройстве для очистки газа. Фильтрующий элемент (1) содержит подложку (10) и фильтрующий слой (20), покрывающий внешнюю поверхность подложки (10).

Изобретение может быть использовано в двигателях внутреннего сгорания. Система для смесителя отработавших газов содержит форсунку (260) карбамида, выполненную с возможностью впрыска карбамида внутрь перфорированной трубки (220).

Изобретение может быть использовано в системах по очистке отработавших газов двигателей внутреннего сгорания. Система для смесителя (200) мочевины содержит форсунку (206) мочевины, установленную с возможностью впрыска мочевины внутрь продольной трубки (212).
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-12-24 2019-09-24T19:01:20
Наверх