CN102438726B - 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备 - Google Patents

处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备 Download PDF

Info

Publication number
CN102438726B
CN102438726B CN201080022238.4A CN201080022238A CN102438726B CN 102438726 B CN102438726 B CN 102438726B CN 201080022238 A CN201080022238 A CN 201080022238A CN 102438726 B CN102438726 B CN 102438726B
Authority
CN
China
Prior art keywords
natural gas
tower
heat exchanger
purifying column
incorporated
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201080022238.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102438726A (zh
Inventor
H·帕拉多斯基
S·沃瓦尔
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of CN102438726A publication Critical patent/CN102438726A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102438726B publication Critical patent/CN102438726B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

该方法包括：将原料流(54)引入到第一球(22)中，使来自球(22)的气流(56)在涡轮(24)中动态膨胀，然后将其引入到第一净化塔(26)中。该方法包括：在第一净化塔(26)的顶部产生净化气(70)，并在第一净化塔(26)的底部回收底部液化气(74)，底部液化气在膨胀后被引入到用于去除C5 +碳氢化合物的第二塔(30)中。来自第一净化塔(26)的净化顶部天然气(70)在第一热交换器(20)中通过与原料气(12)的热交换被加热。方法包括在压缩机(38)中压缩第二塔(30)的顶部气流(86)，然后将其引入到第二分离球(40)中。

Description

处理原料天然气以得到处理的天然气和C5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备
技术领域
本发明涉及一种处理干燥的并除碳的原料天然气以得到用于液化的天然气和C5 +碳氢化合物馏分的方法，所述方法包括以下步骤：
-在第一热交换器中冷却原料天然气，以形成预冷原料流；
-将预冷原料流引入到第一分离球中，以形成预冷气流和如有必要形成预冷液流；
-使预冷气流在膨胀涡轮中动态膨胀，并将来自膨胀涡轮的膨胀流引入到第一净化塔中；
-如有必要使预冷液流膨胀并将其引入到第一塔中；
-在第一塔的顶部产生净化顶部天然气；
-在第一塔的底部回收液化底部天然气；
-将液化底部天然气引入到用于去除C5 +碳氢化合物的第二塔中；
-在第二塔的底部产生C5 +碳氢化合物馏分；
-在第二塔的顶部产生塔顶部气流并将塔顶部气流引入到第二分离球中，以形成脚部液流和顶部气流；
-将脚部液流的第一部分作为回流引入到第二塔中，并将脚部液流的第二部分作为回流引入到第一塔中；
-将来自第二分离球的顶部气流的至少一部分注入到净化顶部天然气中，以形成处理的天然气。
背景技术
该方法用在液化装置上游的新的天然气处理装置中，或用于改进现有处理装置，以提高装置的安全性。
特别是，该方法适于在生产、储存和卸载浮动平台上生产天然气，这种平台的英文缩写为“FPSO”(浮式生产、储存和卸载平台)。这些FPSO可以从深水油气田、特别是位于宽广水域——如湖泊、海上或深海——的底部的油气田生产天然气。
为了便于运输从油气藏采出的天然气，已经知道使其液化，以减小天然气的体积，并可以通过船只运输天然气。在液化处理前，采出的天然气应经过处理以消除某些组分。
特别是，二氧化碳的含量应降低到低于50ppm，水的含量应尽可能低，并一般低于1ppm，硫化物如硫醇的含量应很小。特别是，硫化氢的浓度应固定在10ppm以下，并且其它硫化物的浓度应小于30ppm。
为了去除酸性组分、二氧化碳和硫醇，用一种溶剂如氨的水溶液进行冲洗。为了除水，一般使用分子筛。
另外，提取的天然气一般含有少量的重碳氢化合物组分，如C5 +碳氢化合物，例如苯。
液化前，应从天然气中进行所述去除，以不会在气体液化的主交换器和位于下游的设备中产生堵塞。
已知的传统方式是，例如通过低温蒸馏去除C5 +组分。该蒸馏一般包括使用含有丙烷的制冷剂在一系列交换器中使原料气体冷却并提供给第一分馏塔的步骤。
然后该方法包括在通常在大于40巴的压力下作业的塔中进行蒸馏，该塔英文名称通常为“scrub column”。
然后，塔的顶部在使用比丙烷更具挥发性的制冷剂的交换器中部分冷凝，然后在三个一列的塔中使用瀑布方法，以产生富含C2、丙烷、丁烷和C5 +碳氢化合物馏分的气体混合物。
例如US 7 010 937中描述了其它处理方法。
这些方法可以热优化，用以以良好的能量效率完全消除C5 +碳氢化合物。
但是，这些方法不能完全令人满意，特别是当它们必须在狭小的空间中——如海上浮动平台中使用时、或/和在安全限制很高的环境——例如城市区域——中使用时。
在这方面，碳氢化合物制冷剂——如丙烷或丁烷——的使用以及特别是储存以提供这些制冷剂，会造成安全问题，特别是由于它们的爆炸性。
发明内容
因此，本发明的目的是得到处理原料天然气以去除C5 +碳氢化合物以进行以后的液化的方法，该方法特别紧凑和可靠，以可以特别是在浮动平台上和敏感环境中使用。
为此，本发明的目标是一种上述类型的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
●在第一热交换器中通过与原料天然气的热交换加热来自第一塔的净化顶部天然气；
●使来自第一塔的液化底部天然气膨胀，然后将其引入到第二塔中；
●在第一压缩机中压缩塔顶部气流，并在将其引入第二分离球中前冷却。
本发明的方法可以包括以下一个或多个特征，所述特征单独地或按照任何可能的技术组合被采用：
-在动态膨胀步骤，预冷气流膨胀到高于35巴、有利地高于40巴、更有利地高于44巴的压力；
-第二塔中充斥的压力小于25巴，有利地小于20巴，更有利地小于15巴；
-预冷气流在膨胀涡轮中通过后的温度高于在第一塔的顶部的净化顶部天然气的提取温度；
-该方法包括在第二热交换器中使脚部液流的第二部分与来自第一塔的液化底部天然气建立热交换关系；
-第二热交换器为双流交换器；
-该方法包括提取来自第二分离球的顶部气流的馏分，并将提取的馏分引入到来自第二分离球的底部液流的第二部分中；
-使来自第二塔的塔顶部气流在第一压缩机中压缩后在第三热交换器中与来自第一塔的液化底部天然气建立热交换关系；
-第三热交换器为双流交换器；
-所述方法包括在脚部液流的第二部分中提取第二流的步骤，然后将其引入到第一塔中，并将第二流引入到来自第一塔的净化顶部天然气流中；
-来自第一分离球的预冷气流被全部引入到动态膨胀涡轮中；
-第一塔的理论平台数小于4；
-原料天然气只通过与来自第一塔的净化顶部天然气的热交换被冷却，而没有外部制冷循环带来的冷量；
-C5 +碳氢化合物流的蒸汽压力小于1bar，有利地小于或等于0.8bar；
-富含C5 +的流中C4 -碳氢化合物的含量小于10％摩尔；
-富含C5 +的流中C3 -碳氢化合物的含量小于1％摩尔；
-C5 +碳氢化合物流的蒸汽压力小于1bar，有利地小于或等于0.8bar；
-第一热交换器为双流热交换器。
本发明的目标还在于处理干燥的和除碳的原料天然气以得到用于液化的处理的天然气和C5 +碳氢化合物馏分的设备，所述设备包括：
-用于冷却原料天然气以形成预冷原料流的冷却部件，所述冷却部件包括第一热交换器；
-第一分离球，所述第一分离球用于形成预冷气流和如有必要形成预冷液流；
-用于将预冷原料流引入到第一分离球中的部件：
-用于动态膨胀预冷气流的动态膨胀涡轮；
-第一净化塔；
-将来自动态膨胀涡轮的气流引入到第一塔中的部件；
-以及使预冷液流膨胀并将其引入到第一塔中的部件；
-在第一塔的顶部回收净化顶部天然气的部件；
-在第一塔的底部回收液化底部天然气的部件；
-用于去除C5 +碳氢化合物的第二塔；
-将液化底部天然气引入到第二塔中的部件；
-在第二塔的底部回收C5 +碳氢化合物馏分的部件；
-在第二塔的顶部回收塔顶部气流的部件；
-第二分离球；
-将塔顶部气流引入到第二分离球中以形成脚部液流和顶部气流的部件；
-将脚部液流的第一部分作为回流引入到第二塔中的部件和将脚部液流的第二部分作为回流引入到第一塔中的部件；
-将来自第二分离球的顶部气流的至少一部分注入到净化顶部天然气中以形成处理的天然气流的部件；
其特征在于，所述设备包括：
●将来自第一塔的净化顶部天然气引入到第一热交换器中以在第一热交换器中通过与原料天然气的热交换加热来自第一塔的净化顶部天然气的部件；
●使来自第一塔的底部净化天然气膨胀然后将其引入到第二塔中的部件；
●使塔顶部气流压缩然后将其引入到第二分离球中的压缩部件，所述压缩部件包括第一压缩机。
本发明的设备可以包括以下一个或多个特征，所述特征单独地或按照任何可能技术组合被采用：
-设备包括能够使来自第一塔的液化底部天然气与来自第二分离球的底部液流的第二部分建立热交换关系的第二热交换器；
-第二热交换器为双流热交换器；
-设备包括提取部件，所述提取部件提取来自第二分离球的顶部气流的至少一部分，以将其作为混合物引入到来自第二分离球的脚部液流的第二部分中；
-设备包括第三热交换器，所述第三热交换器能够使来自第二塔的压缩顶部气流与来自第一塔的液化底部天然气处于热交换关系；
-第三热交换器为双流交换器；
-第一热交换器以及第二热交换器和第三热交换器是束型和护栅(calandres)型，并且由钢制成；
-第一塔和第二塔带有结构填充床；
-第一分离球、第二分离球以及第一塔和第二塔的底部带有避免液体振荡运动的挡板(chicanes)。
附图说明
通过阅读以下仅作为实例给出的并参考附图进行的描述将更好地理解本发明，在附图中：
-图1是用于实施本发明的第一方法的本发明的第一设备的运行概图；
-图2是用于实施本发明的第二方法的本发明的第二设备的与图1类似的概图；
-图3是用于实施本发明的第三方法的本发明的第三设备的与图1类似的概图。
在下面的描述中，用相同的附图标记表示在管道中流动的流体和输送流体的管道。
另外，除了特别指出，举出的百分比均为摩尔百分比，并且压力以绝对巴给出。
本发明的第一处理设备10在图1中示出。
该设备10用于处理干燥的并除碳的原料天然气流12，以去除C5 +碳氢化合物。该设备可以生产用于压缩的处理的天然气14，然后在位于设备下游的天然气液化装置(未出示)中液化，还产生C5 +碳氢化合物馏分。
设备10在图1上从上游到下游包括第一热交换器20、第一分离球22、动态膨胀涡轮24和第一净化塔26。
另外，设备10在净化塔26的下游包括第二热交换器28和回收C5 +碳氢化合物的第二塔30，第二塔30配有再沸器(un échangeur de rebouillage)32。
设备10在回收塔30的下游包括底部热交换器34和安装在第一压缩机38下游的顶部热交换器36。
设备10还包括第二分离球40、与动态膨胀涡轮24联接的第二压缩机42、第一下游热交换器44、第三压缩机46和第二下游热交换器48。
根据本发明，第一塔26少于六级，有利地少于四个理论分馏级，以简化其结构。第一塔有利地包括两个理论分馏级。
分离球22、40和塔26、30的底部装有可以避免液体振荡运动的挡板。
另外，塔26和30优选地配有结构填充床。例如Sulzer公司提出名称为Mellapak的结构填充床。如下面将要看到的，并考虑交换的热功率，第一热交换器20和第二热交换器28可以在符合管形交换器协会(TEMA)标准的钢制的带管体和圆柱形外壳的交换器的基础上形成。这些交换器非常牢固。通过使用配有底部叶片的管体提高热交换的效率。
现将描述本发明的第一处理方法。
在该实例中，每个压缩机的效率为多变功率的82％，并且每个涡轮的效率为绝热功率的86％。
在该实例中，原料天然气12为干燥的和除碳的天然气，包括以摩尔计5.00％的氮、86.60％的甲烷、5.00％的乙烷、1.50％的丙烷、0.50％的i-C4碳氢化合物、0.50％的n-C4碳氢化合物、0.20％的i-C5碳氢化合物、0.20％的n-C5碳氢化合物、0.20％的n-C6碳氢化合物、0.10％的苯和0.20％的n-C7碳氢化合物。
因此原料天然气更普遍地包括以摩尔计0％-15％的氮、0％-5％的要去除的C5 +碳氢化合物和80％-95％的C4 -碳氢化合物。
从在杂质去除装置52中通过后的原料50得到干燥的和除碳的气体12。装置52处理原料50，以将二氧化碳含量减小到50ppm以下，硫化氢的含量减小到10ppm以下，并将其它含硫组分如硫醇减小到30ppm以下。
为此，例如在装置52中通过用溶剂例如氨的水溶液清洗消除酸性组分、二氧化碳、硫化氢、轻硫醇组分。例如通过装置52中具有的分子筛实现除水，并且分子筛也可以用于吸收硫醇。
因此，原料天然气12的压力大于45巴，特别是基本等于60巴。该原料天然气含有少于50ppm的二氧化碳和少于1ppm的水。
入口处的天然气的温度接近环境温度，特别是等于35℃。
在该实例中，天然气12的流量为40000kmoles/h。
将天然气12引入到第一热交换器20中，在该第一热交换器冷却到0℃以下，特别是冷却到基本等于-20℃，以形成预冷原料流54。
将气流54引入到第一分离球22中，以在顶部形成预冷气流56，并且如有必要在脚部形成预冷液流58。
继而预冷气流56被引入到涡轮24中，以在该涡轮中动态膨胀到大于35巴、有利地大于40巴、更有利地大于44巴的压力，并形成上部塔供应流60。在该实例中，上部塔供应流60的压力为45巴，这基本相当于塔26的压力。
上部塔供应流60的温度低于-25℃，特别是基本等于-35.4℃。该上部塔供应流被引入到第一分馏塔26中，在分馏活动区之下。
当预冷液流58存在时，它穿过第一静态膨胀阀62膨胀到大于35巴、有利地大于40巴、更有利地大于45巴的压力，以形成下部塔供应流64。
下部塔供应流64的温度低于-20℃且基本等于-23℃。
下部塔供应流64被引入到第一分馏塔26中，在上部塔供应流60之下。
含少量C5 +碳氢化合物的净化顶部天然气70在塔26的顶部产生并提取。该净化顶部天然气70的温度低于-25℃，特别是等于-36.3℃。
净化顶部天然气70的甲烷含量高于85％并且C5 +碳氢化合物的含量低于0.1％。
继而净化顶部天然气70被引入到第一热交换器20中，在第一热交换器中与原料天然气12发生热交换关系。净化顶部天然气70冷却原料天然气12并被加热到略低于环境温度特别是基本等于30℃的温度，因此形成加热的顶部流72。
如此，根据本发明，原料天然气12只通过与净化顶部天然气70热交换被冷却，而不需要通过外部制冷循环提供附加冷量(des frigories)。这样可以显著简化设备10的结构和该方法的实施。
塔26在底部产生富含C5 +的底部液化气74。该液化气74的C5 +的含量高，相当于原料天然气12中存在的C5 +碳氢化合物的90％以上。该馏分一般称作NGL“液体天然气”。
然后，从塔26的底部提取的底部液化气74在第二静态膨胀阀76中膨胀到低于25巴、有利地低于20巴、更有利地低于15巴的压力，以形成膨胀底部液化气78。
然后液化气78被引入到第二热交换器28中，在第二热交换器中被加热到高于-20℃、有利地基本等于-19℃的温度并给出加热的液化气80。
继而加热的液化天然气80在第二塔30的中间供应处引入。
在第二塔30的中间供应处之下的底部提取再沸腾流82，并且在再沸腾流在再沸器32中加热并在其中通过后重新被引入到塔30中。
在第二塔30的底部提取底部流84，然后引入到底部热交换器34中，以在加热到环境温度后形成C5 +碳氢化合物馏分16。
馏分16的流量取决于原料气12中C5 +碳氢化合物的含量。在该实例中，该流量约为29800kg/h。其蒸汽压力低于1巴、有利地低于0.8巴并且C5 +碳氢化合物的含量以摩尔计大于89％。
馏分16中C4 -碳氢化合物的摩尔含量低于10％并且馏分16中C3 -碳氢化合物的摩尔含量低于1％。
从塔30的顶部提取塔顶部气流86。该塔顶部气流86在第一压缩机38中压缩到高于40巴、特别是等于45.7巴的压力。
然后，该压缩流在顶部热交换器36中通过与制冷剂的热交换冷却到大约35℃的温度，以形成冷却压缩顶部流88。
然后，该压缩顶部流88被引入到第二分离球40中。第二分离球40产生顶部流90，该顶部流被带到第三静态膨胀阀92并在阀门92中通过后形成膨胀顶部流94。
膨胀顶部流94的压力基本等于第一分馏塔26的压力并且其流量约为15760kg/h。
然后将膨胀顶部流94注入到加热的顶部流72中，以形成处理的天然气14。
然后，处理的天然气14相继被引入到第一下游压缩机42、第一下游热交换器44、第二下游压缩机46、并最后被引入到第二下游热交换器48中，以得到用于液化的压缩处理气96。
如此压缩处理气96的压力大于60巴，特别是基本等于75巴，并且其温度基本等于在第二下游热交换器48中流动的制冷剂的温度，即大约40℃。
压缩处理气96被输送到天然气液化装置(未出示)，以在全部液化后形成能够运输的液化天然气。
在第二分离球40的脚部回收脚部液流100。液流100分离为形成第二塔30的回流的第一部分102和形成第一塔26的回流的第二部分104。
第一部分102与第二部分104的质量流率比有利地在30％到90％之间。
第一部分102在第四膨胀阀106中膨胀到低于25巴、有利地低于20巴、更有利地低于15巴的压力，以作为回流引入到第二塔30的顶部附近区域。在阀106中膨胀后的第一部分102的温度低于15℃，特别是等于9.7℃。
第二部分104被输送到第二热交换器28，以在在第二热交换器中与分馏塔26底部的液化天然气78产生热交换关系。第二部分104加热液化底部天然气78并形成冷却的第二部分108。
然后，温度低于30℃并特别是等于-35℃的冷却的第二部分108在第五膨胀阀110中膨胀到第一分馏塔26的压力之后，然后引入到第一塔26中。
在第二回流部分108在经过第二交换器28与经过第五膨胀阀110之间在第二回流部分108中提取第二流112。第二流112与第二冷却回流部分108的总流量的质量流率比小于10％。
继而第二流112在第六膨胀阀114中膨胀到基本等于第一分馏塔26的压力的压力，以与来自第一塔26的顶部天然气70混合，然后在第一交换器20中通过。
作为示例，液化底部天然气74的摩尔组分、顶部气流90和脚部液流100的组分以及处理气14的组分在表1中给出。
表1
  流(摩尔％)   74   90   100   14
  氮   0.38   0.89   0.12   5.05
  甲烷   31.34   63.28   18.41   87.40
  乙烷   12.39   16.54   15.36   5.05
  丙烷   12.77   10.15   22.39   1.51
  i-C4   9.07   4.45   18.28   0.50
  n-C4   11.95   4.47   23.22   0.46
  i-C5   5.01   0.14   1.43   194ppm
  n-C5   4.96   0.07   0.80   98ppm
  n-C6   4.85   -   0.01   2ppm
  苯   2.42   -   -   1ppm
  n-C7   4.85   -   -   0ppm
图1的方法中所示的不同流的温度、压力、质量流率的实例列于以下表2中。
表2
  流   压力(巴)   温度(℃)   流量(kg/h)
  12   60   35   751179
  54   60   -20   751179
  60   45   -35.4   708045
  64   45   -23   43134
  70   44.8   -36.3   704487
  14   44.3   30.2   721380
  96   75   35   721380
  80   11.5   -19   73913
  16   10.6   35   29799
  88   45.4   35   57941
  94   45.3   35   15760
  102   45.4   35   13830
  108   45.2   -35   28360
  112   45.2   -35   1140
方法的能量消耗在表3中给出。
表3
  压缩机38   1.91MW
  压缩机46   13.62MW
  总计   15.53MW
  交换器32   9.05MW
本发明的第二设备130在图2中示出。该设备130用于实施本发明的第二方法。
本发明的第二方法与第一方法的不同在于在顶部气流90中提取衍生馏分(une fraction de dérivation)132。
衍生馏分132在第七控制阀134中经过后在第八控制阀136下游和第二交换器28上游被引入到第二部分104中。
衍生馏分132的质量流率与来自第二分离球40的顶部气流90的总流率之比小于10％。
作为示例，液化底部天然气74的摩尔组分、顶部气流90和脚部液流100的组分以及处理气14的组分在表4中给出。
表4
  流(摩尔％)   74   90   100   14
  氮   0.43   0.97   0.14   5.05
  甲烷   32.58   64.23   19.46   87.40
  乙烷   12.36   16.06   15.28   5.05
  丙烷   12.59   9.76   21.82   1.51
  i-C4   8.99   4.34   17.87   0.50
  n-C4   11.92   4.40   22.90   0.46
  i-C5   4.85   0.16   1.60   204ppm
  n-C5   4.77   0.08   0.93   104ppm
  n-C6   4.60   -   0.01   2ppm
  苯   2.30   -   -   1ppm
  n-C7   4.60   -   -   0ppm
图2方法中所示的不同流的温度、压力、和质量流率在以下表5中给出。
表5
  流   压力(巴)   温度(℃)   流量(kg/h)
  12   60   35   751179
  54   60   -21   751179
  60   47   -34.1   706827
  64   47   -23.6   44352
  70   46.8   -35.4   708442
  14   46.3   31.3   721430
  96   75   36   721430
  80   11.5   -10.6   76608
  16   10.6   35   29750
  88   47.4   35   60585
  94   47.3   35   11690
  102   47.4   35   13730
  108   47.2   -35   35165
  112   47.2   -35   1290
  132   47.4   35   4990
方法的能量消耗在以下表6中给出。
表6
  压缩机38   2.09MW
  压缩机46   12.75MW
  总计   14.84MW
  交换器32   8.7MW
由带来衍生馏分132的富含轻质气体的第一塔26的回流组分104导致这些气体在塔26的顶部蒸发，这降低了塔26的顶部的温度。因此，塔顶部的温度低于上部流60的温度。
本发明的第三设备150在图3示出。第三设备150用于实施本发明的第三方法。
第三设备与第二设备130的不同在于：第三设备包括布置在第二热交换器28下游的第三热交换器152。
本发明的第三方法与本发明的第二方法的不同在于：加热的液化天然气80被引入到第二交换器28下游的第三交换器152中，以在第三交换器中被加热，然后被引入到第二回收塔30中。
因此，来自第三交换器152的液化天然气153的温度高于15℃，特别是等于10℃。
压缩顶部流88也被引入到第三热交换器152中，以在该第三热交换器中通过与液化天然气80的热交换冷却到低于0℃、特别是等于-3.4℃的温度。
此外，第三方法的运行与第二方法相同。
作为示例，液化底部天然气74的摩尔组分、顶部气流90和脚部液流100的组分以及处理气14的组分在表7中给出。
表7
  流(摩尔％)   74   90   100   14
  氮   0.44   1.59   0.21   5.05
  甲烷   33.00   80.54   28.19   87.40
  乙烷   12.27   10.91   17.11   5.05
  丙烷   12.49   4.19   19.84   1.51
  i-C4   9.01   1.43   14.71   0.50
  n-C4   11.98   1.30   18.35   0.46
  i-C5   4.75   0.03   1.06   192ppm
  n-C5   4.66   0.01   0.53   93ppm
  n-C6   4.55   -   -   2ppm
  苯   2.28   -   -   1ppm
  n-C7   4.56   -   -   0ppm
图3的方法中所示的不同流的温度、压力和质量流率列于以下表8中。
表8
  流   压力(巴)   温度(℃)   流量(kg/h)
  12   60   35   751179
  54   60   -21   751179
  60   48   -33   706827
  64   48   -23.4   44352
  70   47.8   -34.8   713145
  14   47.5   30.3   721360
  96   74.5   35   721360
  80   11.5   -25   77047
  16   10.6   35   29820
  88   48.7   -3.4   62766
  94   48   -3.4   4200
  102   48.1   -3.4   15540
  108   47.9   -34.2   43026
  112   47.9   -34.2   4010
  132   48.1   -3.4   3020
  153   11.5   10   77047
方法的能量消耗在以下表9中给出。
表9
  压缩机38   2.24MW
  压缩机46   12.29MW
  总计   14.53MW
  交换器32   7.7MW
由于刚才描述的发明，可以生产处理气体14，该气体可以通过非常少量的设备并且高效率地被液化。
因此，上面描述的本发明的设备10、130、150例如布置在陆地上或有利地布置在浮动结构上或者布置在在水面固定的固定结构——如位于用于回收、储存和处理碳氢化合物的平台或浮动装置——上，所述设备的英文缩写为“FPSO”。
实施本方法所需的冷量只通过流56在涡轮24中的动态膨胀以及净化顶部气体70与原料天然气12之间的热交换得到。
没有外部制冷循环可以具有限制在分离球22、44和塔26、30底部的比较小的液体盘存(un inventaire)。
另外，净化塔26的分馏级很少，并具有结构填充物(un garnissage structuré)。因此很容易在浮动平台上使用。
设备另外设有泵并使用简单的流体交换器，该流体交换器可以为钢制的管体和圆柱形外壳。
基本只通过膨胀涡轮24提供没有附加外部冷量的方法的制冷，允许更迅速并逐渐地启动该方法。
另外，在启动步骤，处理气14可以向原料气循环以限制或避免使用火炬。
另外，该方法非常灵活，因为它可以在原料气的C4 +含量变化非常大的基础上得到苯含量基本等于1ppm并且C5 +含量低于0.1％摩尔的处理气14，如在以下表10中所示。
表10
  气体     1   2   3   4   5
  原料气12的C4 +含量   摩尔％   3.4   3.28   1.9   1.44   0.78
  原料气在交换器20中的预冷温度   ℃   -2.1   -20.4   -36.1   -44   -57
  塔26的压力   bar   46.8   49.8   49.8   49.8   48.8
  涡轮24的功率   kW   3452   2576   2271   1988   1924
  产生的C5 +馏分的流率   Kg/h   29750   14019   7892   862   5553
要指出的是，热交换器20、28和152均为双流交换器。
因此，热交换器28能够使液化气78只与形成第一塔26的回流的第二部分104建立热交换关系。
热交换器20能够使气流12只与净化天然气70建立热交换关系。
热交换器152能够使加热的液化天然气80只与冷却压缩顶部流88建立热交换关系。

Claims (15)

1.处理干燥的并除碳的原料天然气(12)以得到用于液化的处理的天然气(14)和C5 +碳氢化合物馏分(16)的方法，所述方法包括以下步骤：
－在第一热交换器(20)中冷却原料天然气(12)，以形成预冷原料流(54)；
－将所述预冷原料流(54)引入到第一分离球(22)中，以形成预冷气流(56)和如有必要形成预冷液流(58)；
－使所述预冷气流(56)在动态膨胀涡轮(24)中动态膨胀，并将来自所述动态膨胀涡轮(24)的膨胀流(60)引入到第一净化塔(26)中；
－如有必要使所述预冷液流(58)膨胀并将其引入到所述第一净化塔(26)中；
－在所述第一净化塔(26)的顶部产生净化顶部天然气(70)；
－在所述第一净化塔(26)的底部回收液化底部天然气(74)；
－将所述液化底部天然气(74)引入到用于去除C5 +碳氢化合物的第二塔；
－在所述第二塔(30)的底部产生C5 +碳氢化合物馏分(16)；
－在所述第二塔(30)的顶部产生塔顶部气流(86)，并将所述塔顶部气流(86)引入到第二分离球(40)中，以形成脚部液流(100)和顶部气流(90)；
－将所述脚部液流(100)的第一部分(102)作为回流引入到所述第二塔(30)中，并将所述脚部液流(100)的第二部分(104)作为回流引入到所述第一净化塔(26)中；
－将来自所述第二分离球(40)的顶部气流(90)的至少一部分注入到所述净化顶部天然气(70)中，以形成处理的天然气(14)；
其特征在于，所述方法包括以下步骤：
·在所述第一热交换器(20)中通过与原料天然气(12)的热交换加热来自所述第一净化塔(26)的净化顶部天然气(70)；
·使来自所述第一净化塔的液化底部天然气(74)膨胀，然后将其引入到所述第二塔(30)中；
·在第一压缩机(38)中压缩塔顶部气流(86)，并在将所述塔顶部气流引入到所述第二分离球(40)中前进行冷却；
在动态膨胀步骤，所述预冷气流(56)膨胀到大于35巴；
所述第二塔(30)中充斥的压力低于25巴；并且
所述方法包括在第二热交换器(28)中建立所述脚部液流(100)的第二部分(104)与来自所述第一净化塔(26)的液化底部天然气(74)的热交换关系。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预冷气流(56)在所述动态膨胀涡轮(24)中通过后的温度高于在所述第一净化塔(26)的顶部的净化顶部天然气(70)的提取温度。
3.根据上述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述第二热交换器为双流热交换器。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述方法包括提取来自所述第二分离球(40)的顶部气流(90)的馏分(132)，并将提取的所述馏分(132)引入到来自所述第二分离球(40)的脚部液流(100)的第二部分(104)中。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，来自所述第二塔(30)的塔顶部气流(86)在其在所述第一压缩机(38)中压缩后在第三热交换器(52)中与来自所述第一净化塔(26)的液化底部天然气(74)建立热交换关系。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述方法包括在其被引入到所述第一净化塔(26)中前在所述脚部液流(100)的第二部分(104)中提取第二流(112)的步骤，并将所述第二流(112)引入到来自所述第一净化塔(26)的净化顶部天然气流中。
7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，来自所述第一分离球(22)的全部的预冷气流(56)被引入到所述动态膨胀涡轮(24)中。
8.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述第一净化塔(26)的理论平台数小于4。
9.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，原料天然气(12)只通过与来自所述第一净化塔(26)的净化顶部天然气(70)的热交换被冷却，而没有附加外部制冷循环的冷量。
10.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，C5 +碳氢化合物流的蒸汽压力小于1巴。
11.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述第一热交换器(20)为双流热交换器。
12.处理干燥的并除碳的原料天然气(12)以得到用于液化的处理的天然气(14)和C5 +碳氢化合物馏分的设备，所述设备包括：
－用于冷却原料天然气(12)以形成预冷原料流(54)的冷却部件，所述冷却部件包括第一热交换器(20)；
－第一分离球(22)，所述第一分离球用于形成预冷气流(56)和如有必要形成预冷液流(58)；
－用于将所述预冷原料流(54)引入到所述第一分离球(22)中的部件；
－用于动态膨胀所述预冷气流(56)的动态膨胀涡轮；
－第一净化塔(26)；
－将来自所述动态膨胀涡轮(24)的膨胀流(60)引入到所述第一净化塔(26)的部件；
－如有必要使所述预冷液流(58)膨胀并将其引入到所述第一净化塔(26)的部件；
－在所述第一净化塔(26)的顶部回收净化顶部天然气(70)的部件；
－在所述第一净化塔(26)的底部回收液化底部天然气(74)的部件；
－用于去除C5 +碳氢化合物的第二塔(30)；
－将所述液化底部天然气(74)引入到所述第二塔(30)中的部件；
－在所述第二塔(30)的底部回收C5 +碳氢化合物馏分(16)的部件；
－在所述第二塔(30)的顶部回收塔顶部气流(86)的部件；
－第二分离球(40)；
－将所述塔顶部气流(86)引入到所述第二分离球(40)中以形成脚部液流(100)和顶部气流(90)的部件；
－将所述脚部液流(100)的第一部分(102)作为回流引入到所述第二塔(30)中的部件和将所述脚部液流(100)的第二部分(104)作为回流引入到所述第一净化塔(26)中的部件；
－将来自所述第二分离球(40)的顶部气流(90)的至少一部分注入到所述净化顶部天然气(70)中以形成所述处理的天然气(14)流的部件；
其特征在于，所述设备包括：
·将来自所述第一净化塔(26)的净化顶部天然气(70)引入到所述第一热交换器(20)中以在所述第一热交换器(20)中通过与原料天然气(12)的热交换加热来自所述第一净化塔(26)的净化顶部天然气的部件；
·使来自所述第一净化塔(26)的净化底部天然气(74)在其引入到所述第二塔(30)中前膨胀的膨胀部件(76)；
·使所述塔顶部气流(86)在引入到所述第二分离球(40)中前压缩的压缩部件，所述压缩部件包括第一压缩机(38)；
所述动态膨胀涡轮能够使所述预冷气流(56)膨胀到大于35巴；并且所述第二塔(30)中充斥的压力低于25巴，
所述设备包括第二热交换器(28)，所述第二热交换器能够使来自所述第一净化塔的液化底部天然气(74)与来自所述第二分离球(40)的底部液流(100)的第二部分(104)建立热交换关系。
13.根据权利要求12所述的设备，其特征在于，所述第二热交换器为双流热交换器。
14.根据权利要求12或13所述的设备，其特征在于，所述设备包括提取部件，所述提取部件提取来自所述第二分离球(40)的顶部气流(90)的至少一部分，以将其作为混合物引入到来自所述第二分离球(40)的脚部液流(100)的第二部分(104)中。
15.根据权利要求12或13所述的设备，其特征在于，所述设备包括第三热交换器(152)，所述第三热交换器能够使来自所述第二塔(30)的压缩顶部气流(88)与来自所述第一净化塔(26)的液化底部天然气(74)处于热交换关系。
CN201080022238.4A 2009-03-25 2010-03-23 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备 Active CN102438726B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0951941 2009-03-25
FR0951941A FR2943683B1 (fr) 2009-03-25 2009-03-25 Procede de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traite et une coupe d'hydrocarbures en c5+, et installation associee
PCT/FR2010/050526 WO2010109130A1 (fr) 2009-03-25 2010-03-23 Procédé de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traité et une coupe d'hydrocarbures en c5 +, et installation associée

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102438726A CN102438726A (zh) 2012-05-02
CN102438726B true CN102438726B (zh) 2015-07-08

Family

ID=41258344

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201080022238.4A Active CN102438726B (zh) 2009-03-25 2010-03-23 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备

Country Status (16)

Country Link
US (1) US10744447B2 (zh)
EP (1) EP2411118B1 (zh)
JP (1) JP5636036B2 (zh)
KR (1) KR101896119B1 (zh)
CN (1) CN102438726B (zh)
AR (1) AR075934A1 (zh)
AU (1) AU2010227410B2 (zh)
BR (1) BRPI1009851B1 (zh)
CA (1) CA2756632C (zh)
CY (1) CY1115827T1 (zh)
DK (2) DK2411118T3 (zh)
ES (1) ES2525818T3 (zh)
FR (1) FR2943683B1 (zh)
PT (1) PT2411118E (zh)
RU (1) RU2533462C2 (zh)
WO (1) WO2010109130A1 (zh)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2620310C2 (ru) * 2011-12-20 2017-05-24 Конокофиллипс Компани Сжижение природного газа в движущейся окружающей среде
DE102012020354A1 (de) * 2012-10-16 2014-04-17 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen schwerer Kohlenwasserstoffe aus einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
CN103740421B (zh) * 2013-12-24 2015-04-29 山东滨州裕华化工厂有限公司 一种醚后液化气脱c3工艺
WO2015155818A1 (ja) 2014-04-07 2015-10-15 三菱重工コンプレッサ株式会社 浮体式液化ガス製造設備
US10017701B2 (en) * 2014-06-02 2018-07-10 Aspen Engineering Services, Llc Flare elimination process and methods of use
EP3037149A1 (en) * 2014-12-23 2016-06-29 Sulzer Chemtech AG Fluid contact tray particularly for the use in an offshore fractionation column
TWI707115B (zh) * 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
CN105462641A (zh) * 2016-01-11 2016-04-06 天津市振津石油天然气工程有限公司 一种小型移动式撬装天然气净化装置
WO2024172697A1 (ru) * 2023-02-15 2024-08-22 Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" Способ выделения из природного газа целевых фракций (варианты)

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3405530A (en) * 1966-09-23 1968-10-15 Exxon Research Engineering Co Regasification and separation of liquefied natural gas
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
USRE33408E (en) * 1983-09-29 1990-10-30 Exxon Production Research Company Process for LPG recovery
US4604117A (en) * 1984-11-15 1986-08-05 Union Carbide Corporation Hybrid nitrogen generator with auxiliary column drive
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
GB0000327D0 (en) * 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
AU2001271587B2 (en) * 2000-08-11 2004-09-02 Fluor Technologies Corporation High propane recovery process and configurations
US20020166336A1 (en) * 2000-08-15 2002-11-14 Wilkinson John D. Hydrocarbon gas processing
FR2818365B1 (fr) * 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6758060B2 (en) * 2002-02-15 2004-07-06 Chart Inc. Separating nitrogen from methane in the production of LNG
TWI313186B (en) * 2003-02-10 2009-08-11 Shell Int Research Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream
FR2879729B1 (fr) * 2004-12-22 2008-11-21 Technip France Sa Procede et installation de production de gaz traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en ethane
US20070130991A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Liquefaction of associated gas at moderate conditions
AU2007267116B2 (en) * 2006-05-30 2010-08-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for treating a hydrocarbon stream
WO2007144395A2 (en) * 2006-06-16 2007-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
EP2054685A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
US20100050688A1 (en) * 2008-09-03 2010-03-04 Ameringer Greg E NGL Extraction from Liquefied Natural Gas

Also Published As

Publication number Publication date
KR20120008491A (ko) 2012-01-30
BRPI1009851A2 (pt) 2016-03-15
EP2411118B1 (fr) 2014-10-01
AU2010227410A1 (en) 2011-10-20
FR2943683A1 (fr) 2010-10-01
PT2411118E (pt) 2014-11-28
FR2943683B1 (fr) 2012-12-14
WO2010109130A1 (fr) 2010-09-30
ES2525818T3 (es) 2014-12-30
CY1115827T1 (el) 2017-01-25
AR075934A1 (es) 2011-05-04
CN102438726A (zh) 2012-05-02
RU2533462C2 (ru) 2014-11-20
DK201070126A (da) 2010-09-26
CA2756632C (fr) 2017-07-04
EP2411118A1 (fr) 2012-02-01
JP2012521537A (ja) 2012-09-13
RU2011142916A (ru) 2013-04-27
KR101896119B1 (ko) 2018-10-24
US10744447B2 (en) 2020-08-18
BRPI1009851B1 (pt) 2019-10-08
JP5636036B2 (ja) 2014-12-03
US20100242536A1 (en) 2010-09-30
DK2411118T3 (en) 2015-01-05
CA2756632A1 (fr) 2010-09-30
AU2010227410B2 (en) 2016-03-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102438726B (zh) 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备
USRE39826E1 (en) Comprehensive natural gas processing
CN1131982C (zh) 用于液化天然气的改进的多组分致冷方法
RU2392552C1 (ru) Очистка сжиженного природного газа
CN101460801B (zh) 二氧化碳纯化方法
EP1569740B1 (en) Methods of acid gas removal
CN101606033B (zh) 生产液化天然气的系统和方法
US20210215420A1 (en) Heavy hydrocarbon removal from lean gas to lng liquefaction
US8585804B2 (en) Natural gas liquids recovery device and method
CN101052852A (zh) 用来液化二氧化碳的方法和装置
KR100886148B1 (ko) 탄화수소의 열분해로부터 유도된 가스의 분별분류방법과장치
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
US6001153A (en) Method of de-acidification in which acid gases are produced in liquid phase
US4124496A (en) Separation of multi-component mixtures
US20090299122A1 (en) Process for producing a purified hydrocarbon gas
US9964034B2 (en) Methods for producing a fuel gas stream
US10393015B2 (en) Methods and systems for treating fuel gas
JP6357155B2 (ja) 流体からの凝縮性成分除去を最適化するための方法
US9511323B2 (en) Dehydration of gases with liquid desiccant
CN111447986A (zh) 天然气的预处理设备
RU2514804C2 (ru) Способ удаления азота
KR102132073B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
CN114174471A (zh) 用于在低温下从低压源回收天然气液体的系统
CN117431104A (zh) 一种油田伴生气联产lng系统
WO2020021633A1 (ja) 天然ガス処理装置及び天然ガス処理方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant