BR112019004232B1

BR112019004232B1 - Método para remoção de componentes de alto ponto de congelamento de gás natural

Info

Publication number: BR112019004232B1
Application number: BR112019004232-6A
Authority: BR
Inventors: Thomas K. Gaskin; Fereidoun Yamin; Galip Guvelioglu; Vanessa Palacios
Original assignee: Lummus Technology Inc
Priority date: 2016-09-06
Filing date: 2017-04-06
Publication date: 2022-07-19
Also published as: WO2018048478A1; AU2017324000B2; US11402155B2; JP2019529853A; AU2017324000A1; CA3035873C; PE20190850A1; US20220373257A1; CA3035873A1; KR20190046946A; KR102243894B1; SA519401248B1; EP4310161A2; BR112019004232A2; MX2019002550A; CN110023463A; EP3510128A1; JP6967582B2; US20180066889A1; EP4310161A3

Abstract

Método e sistema para a remoção de componentes de alto ponto congelado a partir de gás natural. Gás de alimentação é resfriado em um trocador de calor e separado em uma primeira porção de vapor e uma primeira porção líquida. A primeira porção líquida é reaquecida utilizando o trocador de calor e separada em uma corrente de componentes de alto ponto congelamento e uma corrente de componentes não-congelados. Uma porção da corrente de componentes não-congelados pode ser pelo menos parcialmente liquefeita e recebida por uma torre de absorção. A primeira porção de vapor pode ser resfriada e recebida pela torre de absorção. Um produto de vapor de sobrecarga que é substancialmente isento de componentes congelados de alto ponto congelamento e um vapor líquido de produto de fundo incluindo componentes congelados e componentes não-congelados, que são produzidos utilizando a torre de absorção.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção refere-se a sistemas, métodos e processos para o pré-tratamento de correntes de gás natural antes de liquefação e, mais particularmente, à remoção de hidrocarbonetos pesados ou de alto ponto de congelamento de uma corrente de gás natural.

ANTECEDENTES

[002] É geralmente desejável remover componentes, tais como gases ácidos (por exemplo, H2S e CO2), água e hidrocarbonetos pesados ou de alto ponto de congelamento de uma corrente de gás natural antes de liquefação do gás natural, pois esses componentes podem congelar na corrente de gás natural liquefeito (LNG). Os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento incluem todos os componentes iguais ou mais pesados do que o isopentano (C5+) e aromáticos, em particular, benzeno, que têm um alto ponto de congelamento.

[003] As fontes de gás natural a ser liquefeito podem incluir gás de um gasoduto ou de um campo específico. O transporte de gás em gasodutos é frequentemente feito a uma pressão (pressão absoluta - pabs) entre 5,51 e 8,27 MPa (800 e 1.200 psia). Como tal, os métodos de pré-tratamento devem ser preferivelmente capazes de operar bem com pressões (pabs) de entrada iguais ou superior a 5,51 MPa (800 psia).

[004] Uma especificação exemplificativa para a alimentação de gás a uma usina de liquefação contém menos de 1 parte por milhão em volume (ppmv) de benzeno e menos de 0,05% molar de pentano e componentes mais pesados (C5+). As instalações de remoção de componentes de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento são tipicamente localizadas a jusante das instalações de pré-tratamento, que removem mercúrio, gases ácidos e água.

[005] Um sistema simples e comum para o pré-tratamento de gás de alimentação de LNG, para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento, usam um resfriador de gás de entrada, um primeiro separador para a remoção de líquidos condensados, um expansor (ou uma válvula ou aparelho de refrigeração de Joule- Thompson - JT) para resfriar ainda mais o vapor do primeiro separados, um segundo separador para remoção de líquido condensado adicional, e um reaquecedor para aquecimento do vapor frio do segundo separador. O reaquecedor e o resfriador de gás de entrada vão constituir, tipicamente, um único trocador de calor. As correntes líquidas do primeiro e do segundo separadores vão conter o benzeno e os componentes C5+ do gás de alimentação, juntamente com uma parte de hidrocarbonetos mais leves no gás de alimentação, que foram também condensados. Essas correntes líquidas podem ser reaquecidas por troca térmica com o gás de entrada. Essas correntes líquidas podem ser ainda separadas para concentrar os componentes de alto ponto de congelamento de componentes que podem ser dirigidos para a usina de LNG sem congelamento.

[006] Nos casos nos quais um gás de alimentação para uma usina de LNG existente muda para conter mais benzeno do que foi previsto, a usina de remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento não vai ser capaz de satisfazer à remoção de benzeno necessária para evitar o congelamento na usina de liquefação. Adicionalmente, locais específicos na usina de remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento podem congelar devido ao aumento na concentração de benzeno. A instalação de LNG pode ter que reduzir a produção ao não aceitar mais uma fonte de gás com uma concentração mais alta de benzeno, ou interromper a produção inteiramente se a concentração de benzeno não puder ser reduzida.

[007] Além do mais, ainda que a pressão do gás de alimentação possa variar com o tempo, há um limite de quão alto o sistema de pressão mais baixa pode ficar nos métodos existentes de remoção de hidrocarbonetos pesados. Acima dessa pressão, as propriedades físicas do vapor e do líquido não propiciam uma separação efetiva. Os sistemas convencionais precisam mais a pressão do que o simplesmente requerido para satisfazer esses requisitos de propriedades físicas, e há um sacrifício na eficiência energética associada com esse abaixamento de pressão.

[008] Há uma necessidade na técnica para sistemas e métodos que proporcionem uma remoção aperfeiçoada de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de correntes de gás natural. Há também uma necessidade na técnica para uma maior eficiência na remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de correntes de gás natural. A presente invenção proporciona soluções para essas necessidades.

SUMÁRIO

[009] Um método para remover componentes de alto ponto de congelamento de gás natural inclui o resfriamento de um gás de alimentação em um trocador de calor. O gás de alimentação é separado em uma primeira parte de vapor e uma primeira parte líquida em um recipiente de separação. A primeira parte líquida é reaquecida por uso do trocador de calor. A primeira parte líquida pode ser reduzida em pressão antes de entrar no trocador de calor, após deixar o trocador de calor ou em ambos os casos. A primeira parte líquida reaquecida pode ser proporcionada a uma coluna de destilação, uma torre de destilação ou a um debutanizador. A primeira parte líquida reaquecida é separada em uma corrente de componentes de alto ponto de congelamento e uma corrente de componentes não congelantes. Uma parte dos componentes não congelantes fica pelo menos parcialmente liquefeita. Em algumas concretizações, a liquefação parcial pode ser obtida por resfriamento com o trocador de calor e a redução de pressão. Em algumas concretizações, a corrente de componentes não congelantes é aumentada em pressão (por exemplo, por uso de um compressor), antes desses resfriamento e redução de pressão. A corrente de componentes não congelantes resfriados e com pressão reduzida é recebida por uma torre de absorção. A torre de absorção pode incluir um ou mais estágios de transferência de massa. A primeira parte de vapor do gás de alimentação separado pode ser resfriada e reduzida em pressão e recebida pela torre de absorção. Um produto de vapor suspenso, que é substancialmente isento de componentes de alto ponto de congelamento, e uma corrente líquida de produto de fundo, incluindo os componentes congelantes e os componentes não congelantes, são produzidos por uso da torre de absorção. O produto de vapor suspenso da torre de absorção pode ser reaquecido usando o trocador de calor. A corrente líquida de produto de fundo da torre de absorção pode ser pressurizada e reaquecida, e pelo menos uma parte da corrente líquida de produto de fundo pode ser misturada com o gás de alimentação, antes da entrada no trocador de calor. O método pode incluir ainda a compressão do produto de vapor suspenso reaquecido usando um expansor - compressor para produzir uma corrente gasosa comprimida. A corrente gasosa comprimida pode ser comprimida adicionalmente para produzir uma corrente de gás residual de maior pressão. A corrente de gás residual de maior pressão pode ser enviada a uma instalação de liquefação de gás natural.

[0010] Em algumas concretizações, a corrente suspensa da coluna de destilação, torre de destilação ou debutanizador pode ser aumentada em pressão (por exemplo, por uso de um compressor). Uma parte da corrente suspensa comprimida pode, em algumas concretizações, ser misturada com uma parte da corrente de gás residual de maior pressão, e com a corrente combinada resultante, resfriada no trocador de calor, e usada como uma alimentação suspensa para a torre de absorção. A corrente recebida no ponto de alimentação superior da torre de absorção pode, em algumas concretizações, ser introduzida como uma aspersão.

[0011] Em algumas concretizações, uma parte dos componentes não congelantes da torre de destilação, coluna de destilação ou debutanizador pode ser aumentada em pressão e dirigida pelo trocador de calor, em que os componentes não congelantes são parcialmente liquefeitos usando o produto de vapor suspenso reaquecido para resfriamento, e a parte resfriada dos componentes não congelantes pode ser dirigida a uma entrada lateral da torre de absorção.

[0012] Uma parte da corrente de gás residual de maior pressão pode ser resfriada no trocador de calor, reduzida em pressão e dirigida como a alimentação suspensa da torre de absorção. Uma parte da corrente líquida de produto de fundo da torre de absorção pode ser dirigida a uma ou mais torres adicionais, a uma ou mais torres adicionais incluindo um demetanizador, um deetanizador, um depropanizador e um debutanizador.

[0013] A pressão (pabs) operacional da torre de absorção pode ser de cerca de 2,07 MPa (300 psia) a cerca de 5,86 MPa (850 psia). Por exemplo, acima de uma de 2,76, 4,14, 4,83 e 5,51 MPa (400 psia, 600 psia, 700 psia e 800 psia). Como outro exemplo, de 2,76 - 5,17 MPa (400 - 750 psia), de 3,45 - 4,83 MPa (500 - 700 psia) e de 4,14 - 4,83 MPa (600 - 700 psia). Como mais outro exemplo, de 4,14 - 4,31 MPa (600 - 625 psia), de 4,31 - 4,48 MPa (625 - 650 psia), de 4,48 - 4.65 MPa (650 - 675 psia) e de 4,65 - 4,83 MPa (675 - 700 psia). A pressão (pabs) operacional da torre de absorção pode ser dentro de cerca de 0,69 - 2,76 MPa (100 - 400 psia) inferior à pressão (abs) do gás de entrada. Por exemplo, 1,38 - 2,07 MPa (200 - 300 psia) inferior à pressão (pabs) do gás de entrada. Como outro exemplo, 1,38 - 1,55 MPa (200 - 225 psia), 1,55 - 1,72 MPa (225 - 250 psia), 1,72 - 1,90 MPa (250 - 275 psia) e 1,90 - 2,07 MPa (275 - 300 psia) inferior à pressão do gás de entrada.

[0014] Um sistema para remover componentes de alto ponto de congelamento de gás natural inclui: um trocador de calor para resfriar o gás de alimentação; um recipiente de separação para separar o gás de alimentação em uma primeira parte de vapor e uma primeira parte líquida, em que a primeira parte líquida é reaquecida no trocador de calor; um segundo recipiente de separação para separar a primeira parte líquida reaquecida em uma corrente de componentes de alto ponto de congelamento e uma corrente de componentes não congelantes; e uma torre de absorção para receber uma corrente de componentes não congelantes de pressão reduzida e receber uma primeira parte de vapor de pressão reduzida. Um produto de vapor suspenso da torre de absorção pode ser reaquecido com o trocador de calor, o produto de vapor suspenso sendo substancialmente isento de componentes de alto ponto de congelamento. Uma corrente líquida de produto de fundo da torre de absorção inclui componentes de alto ponto de congelamento e componentes não congelantes. Em algumas concretizações, a corrente líquida de produto de fundo da torre de absorção pode ser pressurizada e reaquecida, e pelo menos uma parte da corrente líquida de produto de fundo pode ser misturada com o gás de alimentação, antes da entrada no trocador de calor.

[0015] Essas e outras características dos sistemas e métodos da presente invenção vão ficar mais facilmente evidentes àqueles versados na técnica da descrição detalhada apresentada a seguir, feita em conjunto com os desenhos.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0016] Assim sendo, aqueles versados na técnica, à qual a presente invenção se relaciona, vão facilmente entender como produzir e usar os dispositivos e métodos da presente invenção, sem experimentação indevida, as suas concretizações preferidas vão ser descritas detalhadamente abaixo no presente relatório descritivo com referência a determinadas figuras.

[0017] A Figura 1 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma concretização da presente invenção.

[0018] A Figura 2 é uma vista esquemática de ilustração de concretizações exemplificativas de benzeno e de uma mistura de butanos em vários pontos da corrente gasosa, durante o processo da Figura 1.

[0019] A Figura 3 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma segunda concretização da presente invenção.

[0020] A Figura 4 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma terceira concretização da presente invenção.

[0021] A Figura 5 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma quarta concretização da presente invenção.

[0022] A Figura 6 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma quinta concretização da presente invenção.

[0023] A Figura 7 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma sexta concretização da presente invenção.

[0024] A Figura 8 é uma vista esquemática de um sistema e de um processo exemplificativos para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma sétima concretização da presente invenção.

[0025] Esses e outros aspectos da presente invenção vão ficar mais facilmente evidentes àqueles versados na técnica da descrição detalhada apresentada a seguir da invenção, feita em conjunto com os desenhos.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0026] Vão ser feitas então referências aos desenhos, em que os números de referência similares identificam características ou aspectos estruturais similares da presente invenção.

[0027] Novos processos criogênicos são descritos no presente relatório descritivo para a extração de componentes congelantes (hidrocarbonetos pesados, incluindo, mas não necessariamente limitados a, benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno (BTEX) e cicloexano) de uma corrente de gás natural pré-tratada, antes de liquefação.

[0028] O gás de alimentação bruto é primeiro tratado para a remoção de componentes congelantes, tais como CO2, água e hidrocarbonetos pesados, antes de liquefação. A remoção de CO2 e água é obtida por vários processos disponíveis comercialmente. No entanto, a remoção de componentes de hidrocarbonetos congelantes depende do tipo e da quantidade de componentes a ser removida. Para gases de alimentação que têm baixos teores de componentes de 2, 3 e 4 átomos de carbono (C2, C3 e C4, respectivamente), mas que contêm hidrocarbonetos que vão congelar durante a liquefação, a separação dos componentes congelantes é mais difícil.

[0029] Definições: como usado no presente relatório descritivo, o termo "hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento" se refere a cicloexano, benzeno, tolueno, etilbenzeno, xileno e outros compostos, incluindo a maior parte dos hidrocarbonetos com pelo menos cinco átomos de carbono. Como usado no presente relatório descritivo, o termo "compostos de benzeno" se refere a benzeno, e também a tolueno, etilbenzeno, xileno e/ou outros compostos de benzeno substituídos. Como usado no presente relatório descritivo, o termo "corrente gasosa rica em metano" se refere a uma corrente gasosa com um teor superior a 50% em volume de metano. Como usado no presente relatório descritivo, o termo "dispositivo para aumento de pressão" se refere a um componente que aumenta a pressão de uma corrente gasosa ou líquida, incluindo um compressor e/ou uma bomba. Como usado no presente relatório descritivo, "C4" se refere a butano e componentes mais leves, tais como propano, etano e metano. Tabela 1: Propriedades de hidrocarbonetos mais pesados (por exemplo, ponto de congelamento de hidrocarbonetos selecionados)

[0030] Com referência à Tabe a 1, que apresenta as propriedades (por exemplo, ponto de congelamento) de alguns hidrocarbonetos mais pesados, que podem ficar em uma corrente de alimentação, o benzeno tem um ponto de ebulição e uma pressão de vapor similares ao n- hexano e ao n-heptano. No entanto, o ponto de congelamento do benzeno é cerca de 79,4°C (175°F) superior, o n-octano, o p-xileno e o o-xileno, entre outros, têm também propriedades físicas que promovem o congelamento em temperaturas acima das quais outros componentes comuns no gás natural não vão substancialmente condensar como um líquido.

[0031] Nas concretizações, os processos descritos no presente relatório descritivo têm, tipicamente, correntes de alimentação de mistura de hidrocarbonetos com um alto teor de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento, na faixa de 100 a 20.000 ppm molares de C5+, ou de 10 a 500 ppm molares, um teor de metano na faixa de 80 a 90% molar, ou 90 a 98% molar. A corrente de produto rico em metano tem, tipicamente, um teor de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento na faixa de 0 a 500 pelo menos molares de C5+, ou de 0 a 1 ppm molar de benzeno, e um teor de metano na faixa de 85 a 98% molar, ou de 95 a 98% molar.

[0032] Nas concretizações, os processos descritos no presente relatório descritivo podem utilizar temperaturas e pressões na faixa de - 67,8 a 10,0°C (-90 a 50°F) e de 3,45 a 8,27 MPa (500 a 1.200 psia) no primeiro recipiente de separação; alternativamente, de -67,8 a -12,2°C (-90 a 10°F) e de 3,45 a 6,89 MPa (500 a 1.000 psia). Por exemplo, de -53,9 a -12,2°C (-65 a 10°F) e de 5,51 a 6,89 MPa (800 a 1.000 psia). Nas concretizações, os processos descritos no presente relatório descritivo podem utilizar temperaturas e pressões (pabs) na faixa de (170 a -10°F) e de 2,76 a 5,58 MPa (400 a 810 psia) no segundo recipiente de separação, por exemplo, uma torre de absorção ou uma coluna de destilação. Por exemplo, de -101,1 a -62,2°C (-150 a -80°F) e de 4,14 a 5,51 MPa (600 a 800 psia).

[0033] Uma especificação típica para o gás de entra da em uma usina de liquefação é < 1 ppm molar de benzeno e < 500 ppm molares de pentano e componentes mais pesados. As Tabelas 3 e 6 ilustram as composições de correntes de gás de alimentação típicas, que podem precisar de pré-tratamento antes de liquefação. A separação dos componentes congelantes é difícil porque, durante o processo de resfriamento, não há um teor suficiente de C2, C3 ou C4 na corrente líquida para diluir a concentração dos componentes congelantes e impedir o congelamento deles. Esse problema é bastante aumentado durante o início do processo, quando os primeiros componentes, que condensam do gás, são extremidades pesadas, sem a presença de quaisquer dos componentes C2 a C4. Para superar esse problema, processos e sistemas foram desenvolvidos, que vão eliminar os problemas de congelamento durante a partida e a operação normal.

[0034] Para fins de explicação e ilustração, e não limitação, uma vista parcial de uma concretização exemplificativa de um método, um processo e um sistema para a remoção de hidrocarbonetos pesados, de acordo com a descrição, é mostrada na Figura 1 e é indicada geralmente pelo caractere de referência 100. Outras concretizações do sistema e do método, de acordo com a invenção, ou seus aspectos, são proporcionadas nas Figuras 2 - 8, como vai ser descrito. Os sistemas e os métodos descritos no presente relatório descritivo podem ser usados para a remoção de hidrocarbonetos pesados de correntes de gás natural, por exemplo, para a remoção de benzeno de uma corrente pobre em gás natural.

[0035] Como indicado acima, o pré-tratamento de gás natural, antes da liquefação, é geralmente desejado para impedir o congelamento de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento em usinas de liquefação de gás natural. Dos componentes de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento a serem removidos, o benzeno é frequentemente o mais difícil de remover. O benzeno tem uma temperatura de condensação muito alta e uma temperatura de ponto de congelamento alta. Uma especificação de pureza de gás de entrada de hidrocarboneto para liquefação típica é menor de 1 parte por milhão em volume (ppmv) de benzeno, e inferior a uma concentração de 0,05% de todos os componentes de pentano e mais pesados.

[0036] Além do mais, as usinas de liquefação de gás são tipicamente projetadas para operação com uma operação com uma pressão (pabs) de entrada igual ou superior a 5,51 MPa (800 psia). As usinas de pré-tratamento operam frequentemente com uma entrada igual ou superior a 5,51 MPa (800 psia), com uma saída igual ou superior a 5,51 MPa (800 psia) para liquefação. Isso utiliza a pressão disponível do gás. Uma usina de liquefação também pode ser capaz de operar com uma pressão de gás de entrada inferior, mas com uma menor capacidade e uma menor eficiência. No entanto, fazer o melhor uso da energia na faixa da pressão de entrada de 4,14 a 6,20 MPa (600 a 900 psia) apresenta desafios.

[0037] Além do mais, a composição gasosa, usada como o caso básico, apresenta outros desafios na medida em que a concentração de benzeno é alta (igual ou superior a 500 ppm) e o gás é pobre com aproximadamente 97% de metano. Como tal, há muito pouco hidrocarbonetos mais pesados, que podem condensar para diluir a condensação de benzeno, desse modo, aumentando a probabilidade de congelamento do benzeno.

[0038] Geralmente, é desejável operar a uma pressão tão alta quanto possível de modo a reduzir os requisitos de recompressão do gás. A minimização da queda de pressão é também desejada para reduzir os custos relativos à recompressão e os operacionais. A operação próxima da operação com uma alta pressão de entrada limita a quantidade de energia extraída pelo expansor (ou válvula de redução de pressão). No entanto, pressões operacionais mais altas, combinadas com temperaturas operacionais frias, podem resultar em: uma operação mais próxima das condições críticas para os hidrocarbonetos; uma diferença de densidade entre o vapor e o líquido que é inferior àquela de uma operação a uma pressão mais baixa; uma menor tensão superficial do líquido; e menores diferenças na volatilidade relativa dos componentes.

[0039] Os sistemas e os processos convencionais envolvem múltiplas etapas de resfriamento e separação para evitar o congelamento do benzeno, juntamente com a operação a uma baixa pressão para a separação final, mesmo quando a pressão de entrada era alta. Além do mais, esses sistemas são complexos e requerem um consumo de energia significativo para recompressão.

[0040] As concretizações da presente invenção proporcionam uma usina simplificada, que pode processar gás contendo alta concentração e altas quantidades de benzeno. Além do mais, as concretizações da presente invenção processam gás com alto teor de benzeno com alta pressão de entrada, minimizam os requisitos de energia para recompressão por minimização da queda de pressão necessária para permitir que o sistema execute, sem congelar o benzeno ou outros componentes congelantes contidos no gás de entrada, e mantêm as propriedades físicas, tais como densidade e tensão superficial, em um sistema de alta pressão, o que vai permitir operações de separação seguras.

[0041] As concretizações da presente invenção também proporcionam sistemas e processos, que permitem uma pressão (pabs) de gás de entrada acima de 4,14 MPa, por exemplo, 6,20 MPa (600 psia, por exemplo, 900 psia) na entrada do processo de remoção em alto ponto de congelamento. A pressão de liberação do processo pode ser também uma pressão (pabs) alta (por exemplo, 6,20 MPa - 900 psia). A pressão do gás pode ser reduzida durante o processo de remoção de componentes congelantes. A minimização da redução de pressão é vantajosa, pois custos menores de recompressão e operacionais são necessários. Além do mais, as concretizações da presente invenção minimizam o número e o custo dos equipamentos para obter a separação necessária, sem produzir produtos de refugo, tais como correntes de gases combustíveis. Apenas dois produtos são gerados nas várias concretizações da presente invenção: gás de alimentação para a usina de liquefação; e produto líquido de C5+ com benzeno de baixa pressão de vapor. Além do mais, as concretizações da presente invenção proporcionam um processo que funciona sem congelamento.

[0042] Com referência às figuras, a Figura 1 mostra uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 100 para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de uma mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma concretização da presente invenção. Como mostrado, a corrente de gás de alimentação 2 contendo benzeno (por exemplo, 40 mols/h, ou 500 ppmv) é proporcionada ao sistema 100, misturada com a corrente 28, se tornando a corrente 4 e é proporcionada ao trocador 6, no qual é resfriada, formando uma corrente parcialmente condensada 8, que é introduzida no separador frio 10. A corrente 12, que é o vapor do separador frio 10, entra em um dispositivo de redução de pressão 14 (por exemplo, um expansor ou uma válvula JT), que reduz a pressão e a temperatura e extrai a energia da corrente 12. A corrente de temperatura reduzida 16, que sai do dispositivo de redução de pressão 14, foi condensada parcialmente e é dirigida a uma torre (por exemplo, a torre de absorção 70). A torre 70 inclui componentes internos para um ou mais estágios de transferência de massa (por exemplo, bandejas e/ou recheio). A transferência de calor e massa ocorre na torre 70, na medida em que o vapor da corrente 16 sobe e conta o líquido cadente da corrente 52, que é substancialmente isento de C5+ e absorve o benzeno. A corrente de vapor 54 da torre 70 é reaquecido no trocador 6 para proporcionar o resfriamento da corrente 4, e sai como a corrente 56. A corrente 56 é proporcionada ao expansor - compressor 58, no qual a pressão é aumentada, saindo como a corrente 60. A corrente 60 é dirigida ao compressor de resíduo 62 e sai como a corrente 64. Em certas concretizações, a corrente 64 é alimentada a uma instalação de liquefação de LNG. Em certas concretizações, como vai ser discutido em mais detalhes abaixo, uma parte da corrente 64 pode se decompor na corrente 90, para processamento ou uso posterior. A corrente 64 satisfaz as especificações para benzeno e para hidrocarbonetos C5+ entrando na usina de liquefação. As especificações típicas de uma usina de liquefação são benzeno a uma concentração igual ou inferior a 1 ppmv, e uma concentração igual ou inferior a 0,05% molar de C5+.

[0043] A corrente líquida 18, originária do fundo da torre 70, é aumentada em pressão na bomba 20, saindo como a corrente 22. Essa corrente 22 passa pela válvula de controle de nível 24 e sai como a corrente 26. Essa corrente parcialmente vaporizada e autorrefrigerada 26 é reaquecida no trocador 6, sai como a corrente 28, misturada com o gás de alimentação 2 e é resfriada de novo como parte da corrente de gás de alimentação mista 4. Esses encaminhamentos para o trocador são necessários, pois a corrente 2 congelaria sem adição da corrente líquida reciclada 4, na medida em que é resfriada. O reaquecimento da corrente saindo do fundo da torre de absorção é necessário para o equilíbrio de energia.

[0044] A corrente de reciclagem fria, originária como a corrente líquida 30 do separador frio 10, é reduzida em pressão pela válvula de controle de nível 32, saindo como a corrente 34. Essa corrente parcialmente vaporizada e autorrefrigerante 34 é reaquecida por troca contra uma corrente de gás de alimentação 2 no trocador 6, saindo como a corrente 36. Em certas concretizações, a corrente líquida 30 pode ser reduzida em pressão antes do trocador de calor, após o trocador de calor ou ambos. Essa corrente 36 é separada em um debutanizador 38, ou em uma coluna de destilação, uma torre de destilação, ou em qualquer método de separação de componentes adequado. Uma parte sai como a corrente 40, que contém os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento removidos (por exemplo, benzeno e outros componentes C5+). Uma parte da corrente debutanizada sai do debutanizador 38, como a corrente suspensa do debutanizador 47, e passa por um compressor 44 e um resfriador 48 como uma corrente de produto suspensa do debutanizador 50. Uma parte da corrente de produto suspensa do debutanizador 50 comprimida é resfriada no trocador 6, antes de entrar na torre de absorção 70. O encaminhamento de reaquecimento e rerresfrimento para esse circuito é também necessário para o equilíbrio de energia.

[0045] A corrente de produto suspensa do debutanizador 50 comprimida satisfaz a pureza necessária para que seja dirigida para o produto gasoso para liquefação. No entanto, uma parte da corrente de produto suspensa do debutanizador 50 comprimida deve ser dirigida à parte superior da torre de absorção 70. Essa parte da corrente de produto suspensa do debutanizador 50 comprimida é dirigida de volta pelo trocador 6, no qual é parcialmente liquefeita e sai como a corrente 55, depois reduzida em pressão pela válvula 53 e entra em um ponto de alimentação superior na parte superior da torre 70. Isto é, a corrente 52 é dirigida acima de um ou mais estágios de equilíbrio, com a corrente de saída do expansor 16 entrando abaixo do ou dos estágios de transferência de massa para a corrente de vapor suspensa 54 da torre 70, para satisfazer o requisito de processamento de uma especificação de concentração de benzeno inferior a 1 ppmv. Consequentemente, a torre 70 recebe a corrente 52 e a corrente 16 como alimentações.

[0046] Especialmente, a corrente 64 para LNG contém apenas 0,0024 ppm de benzeno versus uma especificação típica inferior a 1,0 ppm. É quase "nada" e não detectável. Esse desempenho extremamente bom proporciona uma margem muito grande para "sair da especificação". Por conseguinte, o processo pode ser previsto operar a uma maior pressão e a uma maior temperatura na torre e ainda satisfazer a pureza necessária do produto de vapor de benzeno.

[0047] O requisito de energia para o compressor de gás residual 62 é estimado como sendo 5.443,6 kW (7.300 HP), a energia para o compressor suspenso do debutanizador é estimada em 725,6 kW (973 HP). Em uma base processada de gás de entrada de 2.800 metros cúbicos nas CNTP - condições normais de temperatura e pressão - de gás por dia - MMNmcd (um milhão de pés cúbicos nas CNTP - condições normais de temperatura e pressão - de gás por dia - MMscfd), (5.443,6 + 973,0 kW / 2,03 MMNmcd é igual a 3.009,2 kW/ MMNmcd - 7.300 + 973 - HP / 728,5 MMscfd é igual a 11,36 HP / MMscfd). A compressão de refrigeração pode ser também necessária para o condensador suspenso do debutanizador. Alternativamente, o ciclo de condensação suspensa do debutanizador pode ser incorporado no trocador de calor principal 6. Outra alternativa é reciclar uma parte do líquido produzido quando a corrente suspensa do debutanizador é resfriada para agir como refluxo para a torre de absorção.

[0048] A Figura 2 é uma vista esquemática de concentrações exemplificativas de benzeno e de uma mistura de butanos na corrente gasosa, durante o processo de remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento usando o sistema 100, descrito acima na Figura 1. Como mostrado, o coeficiente molar de benzeno é proporcionado para os pontos-chave do processo para ajudar no entendimento do sistema 100. O coeficiente molar d benzeno é também proporcionado, como um indicador do grau de diluição proporcionado para impedir o congelamento do benzeno. A Tabela 2 abaixo mostra a concentração correspondente de benzeno e butanos em vários pontos da Figura 2.

[0049] A Tabela 2 abaixo mostra como as correntes recicladas no processo diminuem da concentração de benzeno em líquidos não congelantes (que incluem aqueles de C4), e também mostra como todo o benzeno introduzido é removido no separador 10. O benzeno na parte superior do separador 10 é apenas o benzeno, que é reciclado de volta para o separador frio 10 da torre 70. O reaquecimento da corrente de fundo da torre de absorção 18 e a mistura dela de volta ao gás de alimentação 2 provoca, praticamente, que todos os componentes congelantes no gás de alimentação 2 fiquem contidos na corrente líquida de saída do recipiente de separação do separador 10. O segundo circuito, indicado como a corrente reciclada 2, contém absolutamente quase que nenhum benzeno mensurável. Tabela 2: Concentrações de benzeno e mistura de butanos em pontos representativos no processo mostrado na Figura 2.

[0050] A Figura 3 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 300 para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma segunda concretização da presente invenção. O sistema 300 é similar ao sistema 100, descrito acima no contexto da Figura 1. O sistema 300 inclui uma etapa adicional, na qual uma parte (corrente 80) da corrente de gás residual comprimido, saindo do compressor de resíduos 62, é tomada para processamento posterior. A corrente 80 é misturada com a corrente suspensa do debutanizador comprimida 50, essa corrente combinada é resfriada no trocador 6, e a corrente parcialmente condensada, combinada é usada como uma alimentação suspensa para a torre de absorção 70.

[0051] A composição do gás de alimentação e as condições dele são iguais àquelas do sistema 100 na Figura 1, e a pressão de entrada e a pressão na torre 70 ficam inalteradas. Nesse caso, por exemplo, 1.100 mols/h do DeC4 são reciclados, e 7,800 mols/h de gás residual são reciclados. O resultado é uma concentração de benzeno inferior a 0,01 ppm de benzeno e inferior a 0,002% de C5+ no gás tratado para a usina de LNG. Nesse processo, a aproximação mínima para o congelamento de benzeno é superior a 10°C em qualquer ponto no processo. A compressão dos resíduos e a compressão da parte superior do debutanizador combinadas são cerca de 3.328,75 HP/MMNmcd (12,5 HP/MMscfd) de gás de alimentação.

[0052] Um benefício importante da disposição nessa concretização é que ela indica um aumento na taxa de excesso de solvente de C4-, que é dirigido para a usina de LGN na corrente 51. A taxa de refluxo adicional, proporcionada pela corrente de reciclagem 80, causa essa maior taxa de excesso de C4- em virtude de um maior excedente de solvente estar disponível. Isso indica que a recuperação de C2 e C3, para uso como reconstituição de refrigerante para os sistemas de refrigeração da usina de LNG, é possível. A recuperação de quaisquer dos componentes C2 e C3, para reconstituição de refrigeração, vai ser feita por adição de mais torres de destilação além daquele único DeC4 indicado como o debutanizador 38 no sistema 300 da Figura 3. O requisito estimado para reconstituição de refrigerantes de usina de LNG de C2 e C3 é disponível para recuperação por instalação de torres de destilação adicionais para processar a parte superior do debutanizador, ou por instalação de torres adicionais a montante do debutanizador.

[0053] A Figura 4 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 400 para remover os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma terceira concretização da presente invenção. Essa concretização exemplificativa indica algumas das dificuldades operacionais se a corrente suspensa do debutanizador 50 não for reciclada. Sem essa reciclagem, há a possibilidade de congelamento, pois o uso apenas da corrente de reciclagem de gás residual 80, para refluxo para a torre de saída do expansor, pode ser inadequado.

[0054] Uma parte da corrente de gás residual comprimida 64 é retirada como a corrente 80, essa corrente é depois resfriada no trocador 6, a pressão da corrente resfriada é reduzida, e a corrente resfriada é dirigida como a corrente suspensa para a torre de absorção 70. A composição e as condições do gás de alimentação são iguais àquelas nas concretizações anteriores, mostradas e descritas nas Figuras 1 e 3, as pressões operacionais ficam inalteradas e a reciclagem de líquido se mantém em 1.100 mols/h. A corrente suspensa do debutanizador 50 é enviada diretamente para o LGN pela linha 51 na Figura 4. Nesse caso, o gás de alimentação 2 é combinado com a reciclagem 28 para se tornar a corrente 4 e é submetido a congelamento de 1°C a 2°C, pois é resfriado no trocador 6. Há também um potencial para congelamento no resfriamento inicial no expansor 14. O gás tratado tem um teor de benzeno de 0,56 ppm e um teor de C5+ de 0,00056% satisfazendo os requisitos de alimentação para LNG. Essa disposição pode ser viável com um gás de alimentação contendo menos benzeno e mais propano e butano. No entanto, a operação da torre 70 pode ser também mais difícil devido ao escoamento de líquido significativamente menor. O valor de HP/MMNmcd é cerca de 3.395,32 (de HP/MMscfd é cerca de 12,75).

[0055] A Figura 5 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 500 para a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma quarta concretização da presente invenção. Nessa concretização, uma alimentação de líquido suspenso para a torre 70 é introduzida como uma aspersão, que pode ser vantajosa para simplicidade ou como um aperfeiçoamento em uma instalação existente.

[0056] Pelo menos um estágio de equilíbrio é usado na torre 70 para satisfazer a especificação de benzeno inferior a 1 ppmv no gás purificado. Se esse único estágio não for incluído, o gás purificado vai conter 2 ppm de benzeno versus o 0,25 ppm com o estágio único. A disposição mostrada na Figura 5 introduz a alimentação de líquido suspenso na torre 70 como uma aspersão e configura a torre de absorção 70 sem o uso de quaisquer dispositivos de transferência de massa, tais como bandejas ou recheio. Isso cria um único estágio de contato. A composição, a taxa e as pressões operacionais do gás de alimentação ficam inalteradas relativas às concretizações previamente descritas acima. Com essa disposição, o gás purificado para a usina de LNG contém 0,25 ppm de benzeno e 0,005% de pentane-plus (mistura de hidrocarbonetos insaturados), satisfazendo as especificações. A recompressão mais a compressão da parte superior do DeC4 totalizam 3.142,34 HP/MMNmcd (11,8 HP/MMscfd) processados. A taxa de líquido para a aspersão é 1.100 mols/h. Notar que o gás purificado para LNG não vai satisfazer a especificação de benzeno se a corrente de saída do expansor for simplesmente misturada com a corrente da parte superior do DeC4 recomprimida e dirigida para o separador de saída do expansor.

[0057] Opcionalmente, um separador existente pode ser aperfeiçoado para aspergir uma corrente, para adicionar pelo menos um estágio parcial de transferência de massa a um separador de saída de expansor existente, fazendo com que se comporte como uma única torre curta. Nesse caso, por adição do ou dos trocadores de calor de aspersão e adicionais, uma única versão da presente concretização pode ser implementada a uma instalação existente.

[0058] A Figura 6 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 600 para remover os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma quinta concretização da presente invenção. A disposição de refluxo, mostrada na Figura 6, pode produzir mais C2 e C3 para a reconstituição de refrigerante de LNG do que os sistemas convencionais ou de certas concretizações descritas previamente no presente relatório descritivo.

[0059] Como mostrado na Figura 6, uma parte da corrente 12 é tomada e dirigida por um trocador de calor 17 e parcialmente liquefeita usando a corrente gasosa suspensa da torre 54 para resfriamento, e depois direcionamento da parte resfriada da corrente 12 pela válvula 19 a uma entrada lateral da torre de absorção 70. A parte superior do DeC4 para a alimentação da parte superior da torre é 1.100 mols/h, como era em outras concretizações descritas acima. A nova alimentação lateral é 7.800 mols/h (a mesma taxa do refluxo de resíduo na Figura 1). A taxa e a composição do gás de entrada são iguais àquelas das concretizações anteriores. A recompressão mais a compressão da parte superior do DeC4 totalizam 3.222,23 HP/MMNmcd (12,1 HP/MMscfd) processados. O gás para a instalação de LNG continha menos de 0,0003 ppm de benzeno e menos de 0,0002% de C5+. Além do mais, mantendo-se as duas correntes, 52 e 16, que foram combinadas para formar o refluxo separado e com os pontos de alimentação separados para a torre 70, resulta em uma maior recuperação de benzeno.

[0060] A Figura 7 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 600 para remover os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma sexta concretização da presente invenção. A concretização mostrada na Figura 7 proporciona múltiplos refluxos com aumentos de pureza da corrente de gás residual. Uma parte do gás residual é reciclada como a corrente 80, resfriada no trocador de calor 6 e por uma válvula 82, antes de entrar na torre 10 em um ponto de alimentação superior. Deve-se notar que essa etapa pode ser conduzida em um trocador separado em outras concretizações. A corrente de refluxo 52 é usada como uma corrente intermediária de introdução na torre 70, em uma entrada lateral. O uso de um gás residual, como uma corrente de refluxo suspensa, e da parte superior do DeC4, como uma corrente intermediária, cria uma corrente de produto muito pura 64 juntamente com uma grande quantidade de C2 e C3, que pode ser fracionada para reconstituição de refrigerante. Essa disposição recupera muito mais propano e etano na torre 70 do que é obtido na concretização mostrada na Figura 1. Esse HP/MMNmcd (HP/MMscfd) é 3.674,9 (13,8). A aproximação da temperatura mais próxima do congelamento é 5,5°C. O uso do refluxo residual, como uma corrente separada, cria uma recuperação muito alta dos componentes congelantes, e superior à recuperação típica de C2 e C3. No entanto, a carga da torre é baixa na seção da parte superior, na qual apenas o refluxo residual está presente. Ainda que uma taxa de refluxo maior para obter uma maior carga de líquido aumente a potência, esse tipo de disposição pode ser preferível em algumas circunstâncias, dependendo da aplicação.

[0061] A Figura 8 é uma vista esquemática de um sistema exemplificativo 600 para remover os hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento de uma corrente gasosa de mistura de hidrocarbonetos, de acordo com uma sétima concretização da presente invenção. Nessa concretização, são usadas torres adicionais. Como mostrado, uma parte da corrente 28 é enviada como a corrente 29 a um separador de vapor / líquido 90 e o líquido separado sai como a corrente 91. A corrente 91 entra em uma ou mais torres adicionais na área 92, que pode incluir um demetanizador, um deetanizador, um depropanizador e/ou um debutanizador. O deetanizador pode ser usado para proporcionar etano de grau refrigerante para uma usina de LNG como a corrente 93, e o depropanizador pode ser usado para proporcionar propano de grau refrigerante para uma usina de LNG como a corrente 94. Em algumas concretizações, uma parte das correntes suspensas do deetanizador e/ou do depropanizador, mostrada como a corrente 95, pode ser dirigida para proporcionar uma reconstituição de refrigerante para uma usina de liquefação, outro uso de refrigerante ou para venda. Metano, etano, propano e butano desnecessários para outros usos podem ser reciclado como a corrente 95, para se incorporarem à parte de derivação da corrente 28 e serem dirigidos para a corrente conjunta 2.

[0062] Em certas concretizações, uma válvula de redução de pressão pode substituir o expansor 14 em quaisquer das concretizações descritas no presente relatório descritivo. Em certas concretizações, um compressor pode ser usado para aumentar a pressão do gás sendo introduzido na usina, permitindo um novo projeto eficiente

[0063] Em várias concretizações, a pressão da parte superior da torre de absorção é acima de 2,76 MPa (400 psia), por exemplo, 4,65 MPa (675 psia), a redução da pressão da torre de absorção provoca uma maior recuperação de C2 e C3, e um maior excesso de parte área do debutanizador em todos os casos. O abaixamento da pressão da torre de absorção vai aumentar a quantidade de C2 e C3, disponível para a reconstituição do sistema refrigerante, se desejado. Notar que uma parte do gás residual pode ser resfriada e parcialmente condensada e reduzida em pressão, e depois ser usada para o trocador de calor na parte superior da torre de absorção, em vez de como refluxo.

[0064] As Tabelas 3 e 6 abaixo são um equilíbrio material total exemplificativo mais as correntes de reciclagem para a concretização descrita acima, no contexto da Figura 1. A Tabela 3 proporciona informações de correntes para o sistema 100 com uma alimentação a 6,20 MPa (900 psia), 500 ppm de benzeno na alimentação e 4,65 MPa (675 psia) na torre 70, também referido como o "caso básico". Tabela 3: Correntes de equilíbrio material

[0065] Boas propriedades físicas garantem capacidade de separação de vapor e de líquido. A torre de absorção 70, em uma ou mais das concretizações descritas acima, pode usar quatro estágios teóricos. A Tabela 4 mostra as propriedades dos vapores e líquidos exemplificativas na torre de absorção 70 usando quatro estágios. Tabela 4: Propriedades de vapores e líquidos na torre de absorção

[0066] Esses dados indicam condições muito boas para separação. Isso é possível devido às múltiplas taxas de reciclagem, composições e, especialmente, direcionamentos das concretizações descritas no presente relatório descritivo. Essas propriedades são surpreendentemente boas para operação de hidrocarbonetos leves a 4,65 MPa (675 psia). Tabela 5: Aproximação de temperatura para congelamento de benzeno no processo

[0067] Como mostrado acima na Tabela 5, os sistemas nas concretizações descritas acima ficam de 40°C a 90°C distantes de congelamento na seção mais fria na usina, na saída do expansor e na torre, devido à remoção de benzeno a montante combinada com a alta taxa de diluição por butanos e outros componentes.

[0068] A Tabela 6 abaixo proporciona informações de correntes de equilíbrio material para o "caso de alta pressão" de 6,89 MPa (1,000 psia) na entrada e 5,51 MPa (800 psia) na torre de absorção, 400 ppm de benzeno na alimentação. A pressão mínima no circuito de processamento principal é 5,51 MPa (800 psia). A tensão superficial do líquido mínima é 2,86 dinas/cm. As densidades do vapor e do líquido são ainda aceitáveis, embora estejam se aproximando de limites razoáveis. Essa caso apresenta a viabilidade de operação a uma pressão muito alta. O fluxograma de processamento é idêntico ao exemplo anterior da Figura 1. Nesse caso, a potência para a recompressão do gás residual para 6,89 MPa (1.000 psia) mais a compressão da parte superior do DeC4 é 5.647,2 kW (7.573 HP), ou 2.769,52 HP/MMNmcd (10,4 HP/MMscfd). A aproximação mínima para congelamento de benzeno em qualquer ponto no processo é 5°C. Tabela 6: Correntes de equilíbrio material

[0069] Para as várias concretizações no presente relatório descritivo, as propriedades físicas são muito boas para separação no separador e na torre, e há um excesso de líquido na nova reciclagem sobreposta, que é retirada e enviara à usina de LNG. Como tal, as concretizações da presente invenção podem operar a pressões ainda maiores com uma redução adicional associada nos requisitos de recompressão. Na medida em que a pressão é aumentada, a taxa de excesso de líquido vai ser reduzida, devido a ambas as variações em volatilidade e porque uma taxa de líquido mais alta é desejada, para manter a recuperação com menos queda de pressão disponível.

[0070] Por exemplo, a operação com gás de alimentação a (900 psia) e com a pressão (pabs) na parte superior do torre de absorção 70 aumentada de 4,65 MPa (675 psia) para 4,83 MPa (700 psia) usa todo o excesso de solvente disponível, e a temperatura do separador frio é reduzida (-16,7 °C - 2°F). A aproximação mais próxima do congelamento fica sendo de 5,2°C na troca térmica de entrada. As propriedades físicas para a separação são ainda boas, com o ponto mais próximo sendo na parte superior da torre 70, com uma tensão superficial de 5,4 dinas/cm2 e 84,90 (5,3) de densidade de vapor e 416,48 (26) de densidade de líquido, em kg/m3 (lb/ft3). O gás de entrada contém ainda 500 ppm nesse exemplo, enquanto que a taxa de recirculação de solvente se mantém inalterada.

[0071] Como outro exemplo, a operação a 5,00 (725 psia) é também possível, mas com 400 ppm de benzeno no gás de alimentação, em vez de 500 ppm. As propriedades físicas são ainda inaceitáveis para separação. A aproximação mais próxima do congelamento fica sendo de 5% na troca térmica de entrada. Ainda mais, a operação a (750 psia) é também possível, com 300 ppm de benzeno no gás de alimentação.

[0072] A pressão do gás de alimentação é mantida a 6,20 MPa (900 psia) nos casos mencionados acima, nos quais a pressão operacional da torre de absorção é aumentada. Na medida em que a pressão da torre de absorção é aumentada e o gás de alimentação e a pressão do gás tratado são mantidas constantes a 6,20 MPa (900 psia), o requisito de energia para a recompressão e a compressão da parte superior do debutanizador diminui significativamente. Com a pressão (pabs) da parte superior da torre de absorção, nesses casos, variando de 4,65 a 5,17 MPa (675 psia a 750 psia), a potência de compressão total por MMscfd de gás de entrada é reduzida de 3,025,2 a 2,141,0 MMNmcd (11,36 a 8,04 HP/MMscfd).

[0073] A redução da pressão necessária para separação pode ter um grande efeito nos requisitos energéticos para compressão na usina. É muito importante notar que as propriedades físicas favoráveis para transferência de massa e separação nessas pressões mais altas são uma consequência da grande quantidade de butano e de outros componentes que são reciclados, criando correntes mais ricas de maior peso molecular e com melhores propriedades físicas para separação, e, ao mesmo tempo, proporcionando a diluição de benzeno na fase líquida, impedindo, desse modo, o congelamento. Como mostrado acima na Tabela 5, a torre 70, a peça mais fria de equipamento no projeto, é a fica mais distante do congelamento.

[0074] A Tabela 7 abaixo resume as variações de propriedades físicas entre dois estudos de caso ilustrativos. O caso básico é o cenário no qual o sistema tem 6,20 MPa (900 psia) na entrada e 4,65 MPa (675 psia) na torre de absorção. O caso de alta pressão (pabs) é o cenário no qual o sistema tem 6,89 MPa (1.000 psia) na entrada e 5,51 MPa (800 psia) na torre de absorção. Tabela 7: Variações das propriedades físicas entre dois estudos de caso ilustrativos

[0075] Em outras concretizações com uma pressão (pabs) ligeiramente maior, por exemplo, 5,55 MPa versus 5,51 MPa (805 psia versus 800 psia) para operação da torre, as especificações do produto são satisfeitas e o requisito de energia reduzido ainda mais. No entanto, os gases de alimentação mais ricos ou a maior proporção de reciclagem devem ser empregados para garantir boas propriedades físicas.

[0076] Antes de incorporar estágios à torre de absorção 70, a especificação de produto para benzeno não pode ser satisfeita para a alimentação do caso básico. No entanto, por uso das concretizações da presente invenção com a reciclagem da parte superior do DeC4 e dos estágios incorporados na torre de absorção 70, a especificação para benzeno foi satisfeita por uma margem bastante ampla, como observado acima no caso de alta pressão. O caso básico ficou tão firme que o caso de alta pressão se tornou possível. A volatilidade relativa (valor K) para os componentes no caso de alta pressão varia de 155% a 369% do caso básico. Essa medida indica quão mais difícil é manter os componentes em fase líquida e disponíveis para absorção do benzeno, em vez de serem perdidos para o gás-produto. Desse modo, os projetos das concretizações da presente invenção propiciam a necessária recuperação do benzeno. As propriedades físicas do vapor e do líquido são também menos favoráveis devido à alta pressão. No entanto, há ainda dentro da indústria limites aceitáveis para permitir uma boa separação de vapor / líquido e uma operação adequada da torre de absorção. As disposições de reciclagem proporcionam os meios para reter uma quantidade adequada de benzeno e líquidos mais leves com propriedades físicas adequadas para operar a torre de absorção e recuperar o benzeno e o pentano e os componentes mais pesados.

[0077] Consequentemente, as concretizações da presente invenção criam um sistema com dois circuitos, que se sobrepõem em um único caminho para reter e reciclar líquido, enquanto purificando o gás-produto e também aperfeiçoando as propriedades físicas na seção mais fria da usina, arpa permitir a separação segura a uma alta pressão, desse modo, reduzindo os requisitos de energia (por exemplo, por 10 - 30%; alternativamente, 30 - 50%; alternativamente, 10 - 50%), enquanto também processando um gás contendo uma concentração muito maior de benzeno. As concretizações da presente invenção podem:

[0078] - remover os componentes congelantes a uma pressão muito alta;

[0079] - usar apenas uma queda de pressão mínima;

[0080] - evitar congelamento;

[0081] - operar com propriedades físicas das correntes razoáveis;

[0082] - minimizar o número de equipamentos; e

[0083] - permitir a operação da instalação de LNG com uma redução muito baixa na pressão de entrada, ainda que o recompressor esteja fora de serviço.

[0084] Essa aplicação de entrada de alta pressão usa um nível similar de MMNmcd (HP/MMscfd) a todos os casos anteriores, e proporciona o gás purificado na pressão mais alta. A capacidade de processar gás na mais alta pressão de entrada, com a pressão operacional mínima mais alta, é a operação mais eficiente.

[0085] Os métodos e sistemas da presente invenção, descritos acima e apresentados nos desenhos, proporcionam a remoção de hidrocarbonetos de alto ponto de congelamento a uma pressão (abs) mais alta do que nos sistemas convencionais. Ainda que o dispositivo e os métodos da presente invenção tenham sido mostrados e descritos com referência às concretizações preferidas, aqueles versados na técnica vão facilmente considerar que mudanças e/ou modificações podem ser feitas nelas sem se afastar do âmbito da presente invenção.

Claims

1. Método para remoção de componentes de alto ponto de congelamento de gás natural, caracterizado pelo fato de que compreende: resfriar um gás de alimentação em um trocador de calor; separar o gás de alimentação em uma primeira parte de vapor e uma primeira parte líquida em um recipiente de separação; reaquecer a primeira parte líquida usando o trocador de calor; separar a primeira parte líquida reaquecida em uma corrente de componentes de alto ponto de congelamento e uma corrente de componentes não congelantes; liquefazer pelo menos parcialmente a corrente de componentes não congelantes; receber, em um ponto de alimentação superior de uma torre de absorção, a corrente de componentes não congelantes, pelo menos parcialmente liquefeita; receber, em um ponto de alimentação inferior da torre de absorção, a primeira parte de vapor do gás de alimentação separado que foi resfriado; produzir, usando a torre de absorção, um produto de vapor suspenso, que é substancialmente isento de componentes de alto ponto de congelamento e uma corrente líquida de produto de fundo, incluindo componentes congelantes e componentes não congelantes; reaquecer o produto de vapor suspenso da torre de absorção usando o trocador de calor; comprimir o produto de vapor suspenso reaquecido usando um expansor-compressor para produzir uma corrente de gás comprimido que é comprimido para produzir uma corrente de gás residual de maior pressão; combinar uma parte da corrente de gás residual de maior pressão com a corrente de componentes não congelantes; direcionar uma parte da corrente líquida de produto de fundo da torre de absorção para uma pluralidade de torres de absorção adicionais; e direcionar uma parte da corrente de componentes não congelantes através do trocador de calor, em que a corrente de componentes não congelantes é parcialmente liquefeita usando o produto de vapor suspenso reaquecido para resfriamento.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a torre de absorção inclui um ou mais estágios de transferência de massa.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda o envio de uma corrente de gás residual de maior pressão a uma instalação de liquefação de gás natural.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a separação da primeira parte líquida reaquecida inclui o uso de uma coluna de destilação, uma torre de destilação ou um debutanizador.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a liquefação pelo menos parcial da corrente de componentes não congelantes inclui o resfriamento e a redução de pressão de pelo menos uma parte da corrente de componentes não congelantes no trocador de calor.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a corrente de componentes não congelantes é aumentada em pressão em um compressor, antes de ser parcialmente liquefeita.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pressão operacional da torre de absorção é acima de uma de 2,76, 4,14, 4,83 e 5,51 MPa (400 psia, 600 psia, 700 psia e 800 psia).

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pressão operacional da torre de absorção está dentro de uma de 2,76, 1,72, 1,55 e 1,03 MPa (400 psia, 250 psia, 225 psia e 150 psia) de uma pressão de gás de entrada.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a remoção dos componentes de alto ponto de congelamento do gás natural é feita sem congelamento dos componentes de alto ponto de congelamento.