EA005990B1 - Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей - Google Patents

Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей Download PDF

Info

Publication number
EA005990B1
EA005990B1 EA200400655A EA200400655A EA005990B1 EA 005990 B1 EA005990 B1 EA 005990B1 EA 200400655 A EA200400655 A EA 200400655A EA 200400655 A EA200400655 A EA 200400655A EA 005990 B1 EA005990 B1 EA 005990B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
components
heat exchanger
separator
cooled
Prior art date
Application number
EA200400655A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400655A1 (ru
Inventor
Джон Мак
Original Assignee
Флуор Корпорейшн
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 Флуор Корпорейшн filed Critical Флуор Корпорейшн
Publication of EA200400655A1 publication Critical patent/EA200400655A1/ru
Publication of EA005990B1 publication Critical patent/EA005990B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • F25J3/0219—Refinery gas, cracking gas, coke oven gas, gaseous mixtures containing aliphatic unsaturated CnHm or gaseous mixtures of undefined nature
    • 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
    • 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
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption
    • 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
    • F25J3/0233—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 1 carbon atom 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
    • F25J3/0238—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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/12—Refinery or petrochemical off-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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • External Artificial Organs (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
  • Drying Of Gases (AREA)
  • Sawing (AREA)
  • Compounds Of Unknown Constitution (AREA)

Abstract

Сырьевой газ в установке для извлечения газоконденсатных жидкостей охлаждают до температуры ниже температуры окружающего воздуха и выше температуры образования гидратов в сырьевом газе, чтобы конденсировать тяжелые компоненты (6) и существенную часть воды (4), содержащейся в сырьевом газе. Воду (4) извлекают в сырьевом сепараторе (101), а конденсированные жидкие фракции подают в комплексную орошаемую стриппинг-колонну (104), которая функционирует как аппарат осушки и деметанизатор в отношении конденсированных жидкий фракций, а неконденсированную часть (5), содержащую легкие компоненты, дополнительно осушают и охлаждают перед вводом в турбодетандер (23) и деметанизатор (112). Следовательно, переработка тяжелых компонентов в холодной секции исключена, и возможна эффективная переработка сырьевых газов с широко изменяющимся составом с достижением высокого коэффициента извлечения NGLO, по существу, в таком же рабочем режиме и с оптимальным КПД детандера.

Description

Настоящее изобретение относится к извлечению газоконденсатных жидкостей (ЫОЬ) из сырьевых газов.
Уровень техники
Извлечение N06 из разных сырьевых газов становится все более рентабельным процессом, и в данной области техники известно множество технологических установок и процессов повышения коэффициента извлечения ΝΟΕ из сырьевых газов. К типичным примерам относятся установки и способы с криогенными детандерами, описанные в патентах США № 4157904 Кэмбелла (СатрЬе11 а! а1), № 4251249 Галсби (ОикЬу), № 4617039 Бака (Виск), № 4690702 Парадовски (Ратаботек1 е! а1), № 5275005 Кэмбелла (СатрЬе11 а! а1), № 5799507 Уилкинсона (ЛУПкпъоп е! а1) и № 5890378 Рэмбо (ВатЬо е! а1).
Однако, несмотря на то, что все указанные процессы характеризуются сравнительно высоким коэффициентом извлечения ΝΟΕ, некоторые проблемы остаются нерешенными. Кроме того, процессы извлечения ΝΟΕ с использованием криогенных детандеров обычно нуждаются в применении турбодетандеров, чтобы обеспечить охлаждение сырьевого газа и, тем самым, высокий коэффициент извлечения пропана и этана. Более того, многие известные способы извлечения ΝΟΕ предназначены для переработки газа конкретного состава при конкретных входных условиях. Следовательно, когда изменяется состав сырьевых газов, коэффициент извлечения ΝΟΕ, как правило, будет снижаться с соответствующей потерей потенциального производственного дохода. Чтобы обеспечить высокий коэффициент извлечения ΝΟΕ, часто требуется дорогостоящая реконструкция оборудования существующей установки. Кроме того, такие установки часто характеризуются сравнительно высокими затратами на осушку, поскольку требуется осушать весь сырьевой газ (например, с использованием молекулярных сит), чтобы исключить вымораживание воды в криогенных секциях. В результате, разработаны различные варианты оптимизации. Например, в патенте США № 61824 69 предлагается охлаждать осушенный сырьевой газ в теплообменнике с использованием холодного остаточного газа и боковых ребойлеров в установке, показанной на фиг. 1 известного уровня техники. Затем конденсированные жидкие фракции отделяют в сепараторе и подают в деметанизатор. В соответствии с другим патентом США № 5953935 в технологическом потоке перед деметанизатором устанавливается абсорбер как в установке, показанной на фиг. 2 известного уровня техники. В приведенных установках жидкие фракции из сырьевого сепаратора и кубовый продукт абсорбера подают в деметанизатор. Чтобы повысить коэффициент извлечения ΝΟΕ, верхний погон абсорбера охлаждают и орошают с охлаждением парами из верхней части деметанизатора.
В других известных установках, предложенных в патентах США № 6244070 и № 5890377, функции ребойлеров сопряжены с охлаждением сырья, и в данных установках жидкие фракции из промежуточных сепараторов подаются в разные точки технологического потока за деметанизатором для извлечения ΝΟΕ. Описанные процессы содержат также различные средства, обеспечивающие охлаждение в процессах извлечения ΝΟΕ. Примеры установок представлены на фиг. 3 и 4 известного уровня техники, соответственно.
Данные оптимизированные установки обычно несколько повышают коэффициент извлечения ΝΟΕ. Однако остаются все же существенные технологические ограничения. Наиболее существенным является то, что, поскольку жидкие фракции, отделяемые на промежуточных этапах охлаждения, подаются в деметанизатор, такие установки обычно наиболее эффективно работают с сырьевыми газами, имеющими относительно специфический и ограниченный узкими пределами состав. Следовательно, если состав сырьевого газа будет изменяться, в частности, когда в сырьевом газе будет увеличиваться содержание компонентов С5(+), то коэффициент извлечения ΝΟΕ будет существенно снижаться, а энергопотребление будет повышаться (обычно из-за дополнительного содержания компонентов С5(+), повышающих рабочую температуру установки извлечения ΝΟΕ и, тем самым, приводящих к снижению КПД работы турбодетандера и деметанизатора).
Поэтому, хотя известно много различных установок и процессов для извлечения ΝΟΕ из сырьевого газа, все или почти все такие установки и процессы имеют, по меньшей мере, один недостаток. В связи с этим сохраняется потребность в создании способов и установок для повышения коэффициента извлечения ΝΟΕ.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к таким установкам и заводам извлечения ΝΟΕ из сырьевых газов, в которых сырьевой газ охлаждается, чтобы извлекать из сырьевого газа по меньшей мере часть воды и жидкой фракции С5(+) и подавать сравнительно сухой газ в последующую установку технологического потока. Предлагаемые установки содержат промежуточный сепаратор, который разделяет, по меньшей мере, частично осушенный газ на газ со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкой фракции С3(+). Предлагаемые установки дополнительно содержат турбодетандер, получающий, по меньшей мере, часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+), и орошаемую стриппинг-колонну, получающую жидкую фракцию С5(+) из сырьевого сепаратора и дополнительно получающую из промежуточного сепаратора жидкие фракции С3(+) в качестве флегмы.
В частности, предпочтительные варианты осуществления установки дополнительно содержат секцию осушки газа, которая получает и осушает газ из сырьевого сепаратора и, тем самым, вырабатывает,
- 1 005990 по меньшей мере, частично осушенный газ и, по меньшей мере, частично осушенный газ дополнительно охлаждают по меньшей мере в одном, первом теплообменнике или втором теплообменнике из двух теплообменников (при этом охлаждение в первом теплообменнике обеспечивается контуром ребойлера из деметанизатора, а охлаждение во втором теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора). Далее, предусмотрено, что другую часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) можно охлаждать в третьем теплообменнике (при этом охлаждение в третьем теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора), чтобы использовать в качестве флегмы в деметанизаторе.
Кроме того, в других вариантах установки орошаемая стриппинг-колонна содержит секцию осушки (в наиболее предпочтительном варианте осуществления, секцию осушки триэтиленгликолем (ТЕС), содержащую аппарат паро-ТЕС контакта). Применительно к сырьевому сепаратору предусмотрено, что в сырьевой сепаратор поступает сырьевой газ, который охлаждается до температуры выше температуры образования гидратов, при этом в сырьевом сепараторе дополнительно извлекается по меньшей мере часть воды, содержащейся в сырьевом газе, из сырьевого газа. В наиболее предпочтительных вариантах установки, сырьевой газ будет содержать этан, пропан и более тяжелые компоненты, а коэффициент извлечения этана и пропана из сырьевого газа будет равен по меньшей мере 87% и 97%, соответственно.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения, установка будет содержать деметанизатор, в который поступает газ со сниженным содержанием компонентов С5(+) (например, вырабатываемый промежуточным сепаратором), при этом первую часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) расширяют в турбодетандере, а вторую часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждают и используют как флегму деметанизатора. В установке предусмотрено, что сырьевой сепаратор разделяет сырьевой газ на газообразную часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкую часть, при этом, газообразную часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждают и разделяют в промежуточном сепараторе, и, тем самым, получают газ со сниженным содержанием компонентов С5(+).
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения установка содержит орошаемую стриппинг-колонну, в которую поступает водонасыщенная жидкая фракция С5(+), и каскад осушки в средней части колонны, при этом, орошаемую стриппинг-колонну используют как деметанизатор, и в орошаемую стриппинг-колонну поступает флегма из промежуточного сепаратора, который обеспечивает подачу газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) в деметанизатор.
Другие задачи, признаки, особенности и преимущества настоящего изобретения будут изложены в нижеследующем подробном описании предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения и прилагаемых чертежей.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1, изображающей известный уровень техники, представлена схема одной известной установки для извлечения ЫСЬ, в которой осушенный сырьевой газ охлаждают в теплообменнике с использованием холодного остаточного газа и боковых ребойлеров.
На фиг. 2, изображающей известный уровень техники, представлена схема другой известной установки для извлечения ЫСЬ, в которой абсорбер размещен в технологическом потоке перед деметанизатором.
На фиг. 3, изображающей известный уровень техники, представлена схема еще одной известной установки для извлечения ЫСЬ, в которой ребойлер и секция сжатия сырьевого газа встроены в секцию охлаждения сырья.
На фиг. 4, изображающей известный уровень техники, представлена схема еще одной известной установки для извлечения ЫСЬ, в которой ребойлер и секция рецикла сжатого остаточного газа встроены в секцию охлаждения сырья.
На фиг. 5 изображена схема предпочтительного варианта осуществления установки для извлечения ЫСЬ в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 6 приведена таблица, в которой перечислены расчетные составы газовых потоков в предпочтительном варианте осуществления установки извлечения ЫСЬ в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание изобретения
Было установлено, что эффективное извлечение ЫСЬ можно обеспечить на установке, которая обрабатывает сырьевые газы с составами, изменяющимися в широких пределах, и что такая установка особенно эффективна (т.е. обеспечивает относительно высокий коэффициент извлечения при низком энергопотреблении), когда в сырьевом газе сравнительно высокая концентрация компонентов С2 и С(3+). Кроме того, в особенно предпочтительных вариантах установки будет существенно снижено энергопотребление на осушку, а также исключена переработка тяжелых компонентов сырьевого газа в холодной секции установки.
В частности, на фиг. 5 представлена установка, в которой влажный сырьевой газ 1 с типичным составом, приведенным в таблице на фиг. 6, охлаждается в холодильнике 100 сырьевого газа под высоким давлением (например, приблизительно, от 800 изб. фунтов/кв. дюйм до 1000 изб. фунтов/кв. дюйм) хладагентом 2 до температуры немного выше температуры образования гидратов (обычно, приблизительно,
- 2 005990 от 55°Е до 65°Е). Расположенный ниже по технологическому потоку сырьевой сепаратор 101 (в предпочтительном варианте, трехфазный сепаратор) извлекает воду 4 из охлажденного сырьевого газа 3 и, тем самым, уменьшает габариты и энергопотребление последующей секции осушки и криогенного оборудования. Сырьевой сепаратор 101 затем разделяет охлажденный сырьевой газ 3 на жидкую часть 6 и парообразную часть 5. Жидкую часть 6 подогревают в теплообменнике 102, а полученный поток 7 пропускают через 1Т-клапан 103 для снижения давления и подают в орошаемую стриппинг-колонну 104. Кубовый продукт 10 абсорбера содержит газоконденсатный продукт (ЯСЬ-продукт), содержащий в основном компоненты С5(+), который используется для подогревания поступающей на переработку жидкой фракции 6 в теплообменнике 102.
Что касается установки орошаемой стриппинг-колонны, то специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что стриппинг-колонна представляет собой комплексный аппарат, содержащий нижнюю отпарную секцию, среднюю секцию осушки и верхнюю секцию абсорбера. Средняя секция содержит тарелки для осушки газа с использованием соответствующего сушильного агента (например, триэтиленгликоля (ТЕС)), чтобы вырабатывать осушенный газ (например, с точкой росы -40°Е). Осушка с использованием секции осушки особенно выгодна, поскольку жидкая фракция из сырьевого сепаратора 101 обычно насыщена водой и может замерзать в верхней секции, если не будет обезвожена. Верхняя секция абсорбера обычно работает при температуре от около -5°Е до -35°Е и орошается холодной жидкой фракцией 20 с высоким содержанием С5(+) из промежуточного сепаратора 109.
В верхней секции орошаемой стриппинг-колонны, поток 20 флегмы, представляющей собой более холодную жидкость, будет конденсировать и абсорбировать большую часть компонентов С5(+) из осушенного пара, поступающего из средней секции. Жидкие фракции с высоким содержанием С3(+) собираются в тарелку вытяжной трубы в верхней секции и направляются в нижнюю отпарную секцию, минуя секцию ТЕС. Данные фракции показаны как поток 38 на фиг. 5.
Рабочее давление предлагаемых стриппинг-колонн обычно составляет от около 300 до 450 изб. фунт/кв. дюйм, а предлагаемые рабочие температуры обычно будут в пределах от около -5°Е до -35°Е в верхней секции и 250°Е до 350°Е в нижней секции. Газ 9 из верхней части стриппинг-колонны представляет собой, в основном, остаточный газ с содержанием метана от около 50 до 70 мол.%. Холод, содержащийся в газе 9 из верхней части стриппинг-колонны, можно использовать для охлаждения сырьевых паров 16 в теплообменнике 108 остаточного газа.
Поток 5 паров из сырьевого сепаратора 101 осушают в аппарате 106 осушки (предпочтительно с использованием молекулярных сит), чтобы получить поток 15, который далее делится на два потока 16 и 17. Поток 16 охлаждается в теплообменнике 108 остаточного газа потоком 28 продукта из верхней части деметанизатора и парами 9 из верхней части стриппинг-колонны от около -10°Г до 10°Г. Поток 17 охлаждается в теплообменнике 107 ребойлера потоками 34 и 35 боковых фракций деметанизатора от около -10°Г до 10°Г. Затем парообразные составляющие, осушенные и охлажденные вышеописанным способом, подаются в промежуточный сепаратор 109 (обычно, вакуумный барабан детандера).
Жидкая фракция 20 с высоким содержанием С5(+) отделяется в промежуточном сепараторе 109 от осушенных и охлажденных парообразных составляющих 18 и 19, пропускается через ТГ-клапан 117 для снижения давления и подается сверху в орошаемую стриппинг-колонну 104 в качестве холодной флегмы. Следует отметить, что, в соответствии со всеми ранее известными процессами, жидкие фракции из промежуточного сепаратора всегда подаются в колонну ниже по технологическому потоку, например, деметанизатор. Напротив, в предлагаемой установке жидкие фракции из промежуточного сепаратора подаются в колонну выше по технологическому потоку, а именно, орошаемую стриппинг-колонну, что особенно важно, когда требуется высокий коэффициент извлечения ЫСЬ. Жидкая фракция 20 с высоким содержанием С5(+) из промежуточного сепаратора 109 наиболее пригодна для использования с целью извлечения компонентов С3(+) из жидкой фракции 6 сырьевого сепаратора и обеспечивает получение исключительно сухого газа 9 из верхней части стриппинг-колонны со сниженным содержанием компонентов С5(+).
Пары 21 со сниженным содержанием компонентов С5(+) отделяются в промежуточном сепараторе 109 от потоков 18 и 19 осушенных и охлажденных парообразных фракций. Поток 21 делится на две части, поток 22 и поток 23. Поток 23, составляющий от около 40 до 60% от потока 21, расширяется в турбодетандере 110 с получением потока 24 перед вводом в деметанизатор 112, а поток 22 дополнительно охлаждается в теплообменнике 111 флегмы (с использованием паров 26 из верхней части деметанизатора в качестве хладагента) с получением потока 25 и пропускается через Л-клапан 118 для снижения давления, чтобы создать поток 40 флегмы в деметанизатор. Холод, содержащийся в продукте из верхней части деметанизатора после теплообменника 111 флегмы можно дополнительно использовать во втором теплообменнике (например, в теплообменнике 108 остаточного газа, расположенном в технологическом потоке перед промежуточным сепаратором 109), а кубовый продукт 27 деметанизатора содержит искомый ЫСЬ-продукт (давление которого можно снизить пропусканием через 1Т-клапан с получением потока 13 в сочетании с кубовым продуктом 10 стриппинг-колонны, чтобы получить поток 14 ΝΌΕпродукта).
Нагретый остаточный парогазовый поток 28 из теплообменника 108 объединяется с потоком 29 па
- 3 005990 ров из верхней части стриппинг-колонны, чтобы получить поток 30, и подается в компрессор, приводимый турбодетандером 110, который сжимает газ с получением потока 31. Поток 31 дополнительно сжимается в компрессоре 114 остаточного газа с получением потока 32, который дополнительно охлаждается в воздушном холодильнике 115 перед подачей в трубопровод товарного газа в виде потока 33.
Термин жидкий продукт, пары или другая фракция «с повышенным содержанием компонентов С5(+)» означает здесь, что жидкий продукт, пары или другая фракция содержит большую молярную долю компонентов С5, изоморфных компонентов С5 и/или более тяжелых компонентов, чем жидкий продукт, пары или другая фракция, из которой извлекаются жидкий продукт, пары или другая фракция с повышенным содержанием компонентов С5(+). Аналогично, термин жидкий продукт, пары или другая фракция «со сниженным содержанием компонентов С5(+)» означает здесь, что жидкий продукт, пары или другая фракция содержит меньшую молярную долю компонентов С5, изоморфных компонентов С5 и/или более тяжелых компонентов, чем жидкий продукт, пары или другая фракция, из которой извлекаются жидкий продукт, пары или другая фракция со сниженным содержанием компонентов С5(+).
Применительно к сырьевому газу, обычно предполагают, что подходящие сырьевые газы содержат этан и пропан и могут дополнительно содержать диоксид углерода. Следовательно, специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что свойства сырьевых газов могут весьма существенно изменяться, и все сырьевые газы на установках считаются подходящими сырьевыми газами, при условии, что они содержат компоненты С2 и С3 и, в более типичном случае, компоненты С1-С5, а, в наиболее типичном случае, компоненты С1-С6(+). Поэтому особенно предпочтительные сырьевые газы содержат потоки природного газа, нефтезаводского газа и синтетического газа, полученные из другого углеводородного сырья, например, угля, сырой нефти, нафты, горючих сланцев, битуминозных песков и бурого угля. Подходящие газы могут также содержать относительно небольшие количества более тяжелых углеводородов, например, пропана, бутанов, пентанов и т.д., а также водорода, азота, диоксида углерода и других газов.
В зависимости от конкретного источника и свойств сырьевого газа, следует понимать, что охлаждение сырьевого газа может изменяться весьма существенно. Однако, как правило, предпочтительным является вариант, в котором сырьевой газ охлаждается до температуры, которая выше (обычно, приблизительно, на 5°Р или, в более типичном случае, приблизительно, на 10°Р) температуры образования гидратов в сырьевом газе. Поэтому, если сырьевым газом является природный газ, то типичная температура охлажденного сырьевого газа будет в пределах, приблизительно, от 55°Р до 65°Р. Аналогично, в зависимости от конкретного сырьевого газа, давление сырьевого газа может изменяться в широких пределах. Однако, как правило, предпочтительным является вариант, в котором сырьевой газ находится под давлением приблизительно от 800 изб. фунтов/кв. дюйм до 1400 изб. фунтов/кв. дюйм, а в более типичном случае приблизительно от 1000 изб. фунтов/кв. дюйм до 1400 изб. фунтов/кв. дюйм.
Специалистам в данной области техники известно множество подходящих сырьевых сепараторов, и обычно предполагается, что подходят все такие сепараторы. Но в наиболее предпочтительном варианте сырьевые сепараторы выполнены в виде трехфазных сепараторов, в которых можно отделять воду от углеводородных веществ в жидкой и паровой фазах. Кроме того, предполагается, что деметанизатор, теплообменник, аппарат осушки, компрессор остаточного газа и турбодетандер, используемые в настоящей установке, представляют собой обычные устройства, общеизвестные специалистам в данной области техники. Промежуточный сепаратор в наиболее предпочтительном варианте осуществления представляет собой вакуумный барабан детандера. Тем не менее, альтернативные промежуточные сепараторы будут включать все сепараторы, которые отделяют конденсированные жидкие фракции с повышенным содержанием компонентов С5(+) от паров со сниженным содержанием компонентов С5(+).
Из других преимуществ предлагаемой установки следует особо выделить тот факт, что промежуточный сепаратор производит жидкую фракцию с повышенным содержанием компонентов С5(+) и пары со сниженным содержанием компонентов С5(+) из предварительно осушенной сухой газообразной части сырьевого газа. В результате, полученные таким образом жидкие фракции с повышенным содержанием компонентов С5(+) можно с выгодой использовать как флегму в стриппинг-колонне, функционирующей в режиме деметанизатора, чтобы существенно повысить коэффициент извлечения ЫОЬ. Более того, поскольку парообразная часть, которую подают в турбодетандер, представляет собой пары со сниженным содержанием компонентов С5(+), то турбодетандер и последующий деметанизатор будут функционировать, по существу, независимо от изменений состава сырьевого газа.
Следует также понимать, что за счет применения холодильника сырьевого газа и сырьевого сепаратора и охлаждения далее паров из холодильника сырьевого газа и отделения охлажденных паров в промежуточном сепараторе (для получения жидкой фракции с повышенным содержанием компонентов С5(+) и паров со сниженным содержанием компонентов С5(+)), большую часть более тяжелых компонентов, если не все, извлекают из сырьевого газа. Следовательно, состав материала, протекающего через холодную секцию, по существу, стабилизирован, поскольку переработку тяжелых компонентов сырьевого газа в холодной секции установки извлечения ЫОЬ можно исключить. Поэтому тепловые нагрузки, турбодетандер и деметанизатор будут действовать в наиболее эффективных точках, независимо от изменений состава сырьевого газа. То есть, предлагаемая установка обеспечивает возможность простой и гибкой
- 4 005990 переработки сырьевых газов с разными расходами и составами и, тем самым, снижают уровень сложности эксплуатации турбодетандера при изменении составов газа по сравнению с системами традиционной конструкции. С другой стороны, предлагаемая установка обеспечивает постоянный режим работы ее по извлечению ЫОЬ посредством очистки сырьевого газа от тяжелых компонентов. В соответствии с ранее выполненными вычислениями (данные не показаны), в предлагаемой установке коэффициенты извлечения будут достигать по меньшей мере 80%, а в более типичном случае, 87% для этана и по меньшей мере 95%, а в более типичном случае 97% для пропана (см. фиг. 6).
Далее, заметно снижается энергопотребление на осушку сырьевого газа, поскольку значительная часть (обычно, приблизительно, от 60 до 95%, а в более характерном случае, приблизительно, от 75% до 90%) воды, содержащейся в сырьевом газе, отделяется в сырьевом сепараторе.
Поэтому создана установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащая холодильник сырьевого газа, который охлаждает сырьевой газ, содержащий воду и компоненты С5(+), и сырьевой сепаратор, который извлекает по меньшей мере часть воды и компонентов С5(+) из охлажденного сырьевого газа, промежуточный сепаратор, сообщающийся по жидкости с сырьевым сепаратором и разделяющий, по меньшей мере, частично осушенный газ на газ со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкую фракцию С3(+), турбодетандер, получающий по меньшей мере часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) и орошаемую стриппинг-колонну (с секцией абсорбера, секцией осушки и отпарной секцией, встроенными в одну колонну), получающую жидкую фракцию С5(+) из сырьевого сепаратора и получающую жидкую фракцию С3(+) из промежуточного сепаратора как флегму. В наиболее предпочтительных вариантах установки аппарат осушки газа получает и осушает газ из сырьевого сепаратора и, тем самым, вырабатывает, по меньшей мере, частично осушенный газ и, по меньшей мере, частично осушенный газ дополнительно охлаждают по меньшей мере в одном, первом теплообменнике или втором теплообменнике из двух теплообменников, при этом охлаждение в первом теплообменнике обеспечивается контуром ребойлера из деметанизатора, а охлаждение во втором теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора. Другую часть части газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) можно охлаждать в третьем теплообменнике, при этом охлаждение в третьем теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора, а охлажденная другая часть части газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) используется в качестве флегмы в деметанизаторе.
В соответствии с другим вариантом осуществления установка может содержать деметанизатор, куда поступает газ со сниженным содержанием компонентов С5(+), при этом первая часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) расширяется в турбодетандере, а вторая часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) получается из промежуточного сепаратора, охлаждается и используется как флегма в деметанизаторе, а сырьевой сепаратор разделяет сырьевой газ на газообразную часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкую часть, причем, газообразная часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждается и разделяется в промежуточном сепараторе и, тем самым, вырабатывается газ со сниженным содержанием компонентов С5(+).
В описанных вариантах обычно целесообразно, чтобы в аппарате для осушки газов (наиболее предпочтительно, с использованием молекулярных сит) осушалась газообразная часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) перед охлаждением, а газообразная часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждалась по меньшей мере в одном, первом теплообменнике или втором теплообменнике из двух теплообменников, при этом, охлаждение в первом теплообменнике обеспечивается контуром ребойлера из деметанизатора, а охлаждение во втором теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора. Вторую часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) можно охлаждать в третьем теплообменнике, при этом охлаждение в третьем теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления, установка содержит орошаемую стриппингколонну, в которую поступает водонасыщенная жидкая фракция С5(+), и которая содержит верхнюю секцию абсорбера, секцию осушки в средней части колонны и нижнюю отпарную секцию, при этом орошаемая стриппинг-колонна функционирует как деметанизатор, и в орошаемую стриппинг-колонну поступает флегма из промежуточного сепаратора, который обеспечивает подачу газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) в деметанизатор. В таких вариантах целесообразно, чтобы в промежуточный сепаратор поступал, по меньшей мере, частично осушенный газ, который выделен из сырьевого газа в сырьевом газосепараторе, а сырьевой газосепаратор далее вырабатывал водонасыщенную жидкую фракцию С5(+).
Итак, было приведено описание конкретных вариантов осуществления и применения установки для более эффективного извлечения газоконденсата из сырьевых газов. Однако специалистам в данной области техники должна быть очевидна возможность внесения других многочисленных изменений, кроме уже описанных, без отклонения от изложенных здесь принципов изобретения. Поэтому изобретение не подлежит ограничению иначе, как пределами существа изобретения, определенными прилагаемой формулой. Кроме того, при интерпретации как описания, так и формулы, все термины следует интерпретировать насколько можно широко в соответствии с контекстом. В частности, термины «содержит» и «содержащий» следует интерпретировать как неисключительно относящиеся к элементам, компонентам или
- 5 005990 этапам и указывающие, что элементы, компоненты или этапы могут присутствовать или применяться, или сочетаться с другими элементами, компонентами или этапами, которые прямо не упоминаются.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащая холодильник сырьевого газа, охлаждающий сырьевой газ, содержащий воду и компоненты С5(+), и сырьевой сепаратор, в котором извлекается, по меньшей мере, часть воды и компонентов С5( + ) из охлажденного сырьевого газа, промежуточный сепаратор, разделяющий, по меньшей мере, частично осушенный в сырьевом сепараторе газ на газ со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкую фракцию С3(+), турбодетандер, получающий по меньшей мере часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+» и орошаемую стриппинг-колонну, содержащую секцию абсорбера, секцию осушки и отпарную секцию и получающую жидкую фракцию С5(+) из сырьевого сепаратора, и дополнительно получающую жидкую фракцию С3(+) из промежуточного сепаратора в качестве флегмы.
  2. 2. Установка по п.1, дополнительно содержащая аппарат осушки газа, который получает и осушает газ из сырьевого сепаратора и, тем самым, вырабатывает, по меньшей мере, частично осушенный газ.
  3. 3. Установка по п.2, в которой, по меньшей мере, частично осушенный газ дополнительно охлаждается по меньшей мере в одном, первом теплообменнике или втором теплообменнике, из двух теплообменников, при этом охлаждение в первом теплообменнике обеспечивается контуром ребойлера из деметанизатора, а охлаждение во втором теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора и газом из верхней части стриппинг-колонны.
  4. 4. Установка по п.2, в которой другая часть части газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждается в третьем теплообменнике, при этом охлаждение в третьем теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора, а охлажденная другая часть части газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) используется в качестве флегмы в деметанизаторе.
  5. 5. Установка по п.1, в которой сырьевой сепаратор является трехфазным сепаратором.
  6. 6. Установка по п.1, в которой секция осушки содержит секцию осушки триэтиленгликолем (ТЕО), содержащую аппарат паро-ТЕО контакта.
  7. 7. Установка по п.1, в которой в холодильнике сырьевого газа охлаждается сырьевой газ до температуры выше температуры образования гидратов.
  8. 8. Установка по п.1, в которой сырьевой газ является природным газом.
  9. 9. Установка по п.1, в которой сырьевой газ содержит этан, пропан и более тяжелые компоненты, а коэффициент извлечения этана и пропана из сырьевого газа равен по меньшей мере 87 и 97% соответственно.
  10. 10. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащая сырьевой сепаратор, разделяющий охлажденный сырьевой газ на газообразную часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) и жидкую часть, промежуточный сепаратор, в котором охлажденная газообразная часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) разделяется для получения газа со сниженным содержанием компонентов С5(+), турбодетандер, теплообменник, а также деметанизатор, получающий газ со сниженным содержанием компонентов С5(+) из промежуточного сепаратора, при этом первая часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) расширяется в турбодетандере, а вторая часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждается в теплообменнике и используется как флегма деметанизатора.
  11. 11. Установка по п.10, которая дополнительно содержит аппарат осушки газа, который осушает газообразную часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) перед охлаждением.
  12. 12. Установка по п.11, в которой газообразная часть со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждается по меньшей мере в одном, первом теплообменнике или втором теплообменнике, из двух теплообменников, при этом охлаждение в первом теплообменнике обеспечивается контуром ребойлера из деметанизатора, а охлаждение во втором теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора и газом из верхней части стриппинг-колонны.
  13. 13. Установка по п.11, в которой вторая часть газа со сниженным содержанием компонентов С5(+) охлаждается в третьем теплообменнике, при этом охлаждение в третьем теплообменнике обеспечивается головным продуктом деметанизатора.
  14. 14. Установка по п.11, которая дополнительно содержит стриппинг-колонну, в которую поступает жидкая часть из сырьевого сепаратора, а в стриппинг-колонну дополнительно поступает жидкая фракция С3(+) из промежуточного сепаратора в качестве флегмы.
  15. 15. Установка по п.14, в которой стриппинг-колонна дополнительно содержит секцию осушки.
  16. 16. Установка по п.15, в которой секция осушки содержит секцию осушки триэтиленгликолем (ТЕО), содержащую аппарат паро-ТЕО контакта.
  17. 17. Установка по п.11, в которой в сырьевой сепаратор подается сырьевой газ, который охлаждается
    - 6 005990 до температуры выше температуры образования гидратов.
  18. 18. Установка по и. 17, в которой сырьевой сепаратор дополнительно отделяет по меньшей мере часть воды, содержащейся в сырьевом газе, от сырьевого газа.
EA200400655A 2001-11-09 2002-11-07 Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей EA005990B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US33748101P 2001-11-09 2001-11-09
PCT/US2002/036068 WO2003040633A1 (en) 2001-11-09 2002-11-07 Configurations and methods for improved ngl recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400655A1 EA200400655A1 (ru) 2004-10-28
EA005990B1 true EA005990B1 (ru) 2005-08-25

Family

ID=23320716

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400655A EA005990B1 (ru) 2001-11-09 2002-11-07 Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7051552B2 (ru)
EP (1) EP1454103B1 (ru)
CN (1) CN100408954C (ru)
AT (1) ATE365303T1 (ru)
AU (1) AU2002363532B2 (ru)
CA (1) CA2466167C (ru)
DE (1) DE60220824T2 (ru)
EA (1) EA005990B1 (ru)
MX (1) MXPA04004256A (ru)
NO (1) NO335104B1 (ru)
WO (1) WO2003040633A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU175816U1 (ru) * 2017-05-22 2017-12-20 Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") Установка извлечения углеводородов с2+выше из нефтяного газа

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070044485A1 (en) * 2005-08-26 2007-03-01 George Mahl Liquid Natural Gas Vaporization Using Warm and Low Temperature Ambient Air
US20070130991A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Liquefaction of associated gas at moderate conditions
CA2662803C (en) * 2006-06-27 2012-09-18 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery methods and configurations
CA2656775C (en) * 2006-07-10 2011-06-14 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for rich gas conditioning for ngl recovery
WO2008049830A2 (en) * 2006-10-24 2008-05-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
US20110126584A1 (en) * 2008-07-29 2011-06-02 Frederick Jan Van Dijk Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream and method of cooling a hydrocarbon stream
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
IT1400370B1 (it) * 2010-05-31 2013-05-31 Nuova Pignone S R L Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl
US8635885B2 (en) * 2010-10-15 2014-01-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of heating value control in LNG liquefaction plant
MX345401B (es) 2010-10-26 2017-01-30 Natubhai Patel Kirtikumar Proceso para la separación y recuperación de ngls de corrientes de hidrocarburos.
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
KR20150102931A (ko) * 2012-08-30 2015-09-09 플루오르 테크놀로지스 코포레이션 연안 ｎｇｌ 회수를 위한 구성 및 방법
RU2488428C1 (ru) * 2012-09-17 2013-07-27 Андрей Владиславович Курочкин Способ подготовки газа и газового конденсата к транспорту
CN103351895B (zh) * 2013-06-07 2015-05-06 新地能源工程技术有限公司 一种页岩气脱水脱重烃的方法及装置
BR112017004105B1 (pt) 2014-09-02 2022-10-25 Ge Oil & Gas, Inc Métodos para liquefazer e purificar um fluxo de suprimento de etano e um fluxo de etano de alta pressão, e método para refrigerar um fluxo de suprimento de etano
CA2976071C (en) 2015-02-09 2020-10-27 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
CN105854531B (zh) * 2016-06-17 2018-05-01 中石化节能环保工程科技有限公司 一种密闭式三甘醇脱水系统
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
CA3067338C (en) * 2017-06-15 2023-03-07 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using bundled compact co-current contacting systems
EP3694959A4 (en) * 2017-09-06 2021-09-08 Linde Engineering North America Inc. PROCESS FOR PROVIDING REFRIGERATION IN PLANTS FOR THE RECOVERY OF NATURAL GAS LIQUIDS
US11603500B2 (en) * 2017-09-07 2023-03-14 Purdue Research Foundation Natural gas liquids upgrading process: two-step catalytic process for alkane dehydrogenation and oligomerization
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
FR3088648B1 (fr) * 2018-11-16 2020-12-04 Technip France Procede de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associee
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4203741A (en) * 1978-06-14 1980-05-20 Phillips Petroleum Company Separate feed entry to separator-contactor in gas separation
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4743282A (en) * 1982-05-03 1988-05-10 Advanced Extraction Technologies, Inc. Selective processing of gases containing olefins by the mehra process
US4578094A (en) * 1983-09-14 1986-03-25 El Paso Hydrocarbons Hydrocarbon separation with a physical solvent
US4511381A (en) * 1982-05-03 1985-04-16 El Paso Hydrocarbons Company Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents
US4696688A (en) * 1985-12-13 1987-09-29 Advanced Extraction Technologies, Inc. Conversion of lean oil absorption process to extraction process for conditioning natural gas
US4854955A (en) * 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5953935A (en) * 1997-11-04 1999-09-21 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Ethane recovery process
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6205813B1 (en) * 1999-07-01 2001-03-27 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane
US6244070B1 (en) * 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components
US6453698B2 (en) * 2000-04-13 2002-09-24 Ipsi Llc Flexible reflux process for high NGL recovery
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6516631B1 (en) * 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU175816U1 (ru) * 2017-05-22 2017-12-20 Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") Установка извлечения углеводородов с2+выше из нефтяного газа

Also Published As

Publication number Publication date
CA2466167A1 (en) 2003-05-15
US20040237580A1 (en) 2004-12-02
CN100408954C (zh) 2008-08-06
DE60220824T2 (de) 2008-03-06
US7051552B2 (en) 2006-05-30
EA200400655A1 (ru) 2004-10-28
NO20042304L (no) 2004-06-03
ATE365303T1 (de) 2007-07-15
AU2002363532B2 (en) 2006-04-13
CN1612998A (zh) 2005-05-04
CA2466167C (en) 2009-02-10
WO2003040633A1 (en) 2003-05-15
MXPA04004256A (es) 2004-07-08
EP1454103B1 (en) 2007-06-20
NO335104B1 (no) 2014-09-15
EP1454103A4 (en) 2006-01-11
EP1454103A1 (en) 2004-09-08
DE60220824D1 (de) 2007-08-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005990B1 (ru) Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9052137B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US6516631B1 (en) Hydrocarbon gas processing
CN102933273B (zh) 碳氢化合物气体处理
US9021831B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US20020095062A1 (en) Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation
AU2002363532A1 (en) Configurations and methods for improved NGL recovery
EA028835B1 (ru) Переработка углеводородного газа
US8677780B2 (en) Configurations and methods for rich gas conditioning for NGL recovery
CA2763698C (en) Hydrocarbon gas processing
CN113557401B (zh) 烃类气体处理方法和设备
RU2738815C2 (ru) Переработка углеводородного газа
EA022661B1 (ru) Переработка углеводородного газа
KR101680922B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
WO2022108485A1 (ru) Способ закачки газа в пласт (варианты)
WO2022207053A2 (en) Ultra ethane recovery by condensate process
KR20130018218A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
EA043274B1 (ru) Способ закачки газа в пласт (варианты)
KR20120139655A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
EP2553364A1 (en) Hydrocarbon gas processing

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU