EA006872B1 - Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой - Google Patents

Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой Download PDF

Info

Publication number
EA006872B1
EA006872B1 EA200401399A EA200401399A EA006872B1 EA 006872 B1 EA006872 B1 EA 006872B1 EA 200401399 A EA200401399 A EA 200401399A EA 200401399 A EA200401399 A EA 200401399A EA 006872 B1 EA006872 B1 EA 006872B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
column
liquid
oil
section
distillation
Prior art date
Application number
EA200401399A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200401399A1 (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 EA200401399A1 publication Critical patent/EA200401399A1/ru
Publication of EA006872B1 publication Critical patent/EA006872B1/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
    • F25J3/0209—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
    • 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
    • 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
    • F25J2200/38—Processes or apparatus using separation by rectification using pre-separation or distributed distillation before a main column system, e.g. in a at least a double 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • 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
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • 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
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)

Abstract

Установка для получения газового бензина включает установку (7) для отделения метана, в которой генерированное внутри нее и переохлажденное тощее масло абсорбирует COи Cиз потока (11) газа, тем самым предотвращая появление проблем, связанных с накоплением и замерзанием CO, особенно если подаваемый газ обогащен CO, с выходом этана более 90% и выходом пропана по меньшей мере 99%.

Description

Область данного изобретения представляет собой получение газового бензина (газоконденсатной жидкости), особенно выделение газового бензина из потоков газа с высоким содержанием СО2.
Поскольку стоимость природного газа, используемого в качестве топлива и сырья для химической промышленности, возрастает, большое внимание уделяется новым источникам природного газа. Однако многие из этих новых источников имеют относительно высокое содержание кислых газов, особенно диоксида углерода, и в то же время содержат относительно низкий процентный состав желаемых углеводородов. Таким образом, отделение диоксида углерода от природного газа стало критическим моментом для экономически привлекательного использования новых резервов природного газа, и для этого были разработаны различные способы и установки.
В одном из способов отделения диоксида углерода от подаваемого природного газа по меньшей мере часть подаваемого газа подвергают криогенному расширению. Типичный процесс криогенного расширения включает обезвоживание, охлаждение и частичную конденсацию поступающего газа, где первую порцию паровой фракции поступающего газа расширяют с интенсивным перемешиванием в средней части колонны, а вторую порцию переохлаждают в теплообменнике, переохлаждаемом верхним погоном, и подают в верхнюю часть установки для отгонки метана или этана. Криогенные процессы обычно являются предпочтительными из-за их относительно простой конфигурации и относительно высокой эффективности. Пример типичного криогенного процесса приведен на фиг. 1, отражающей существующие способы, а конкретные установки описаны, например, в патентах США № 4157904 (СатрЬе11 е! а1.), № 4690702 (Рагаботаку е! а1.) и № 618246 (СатрЬе11 е! а1.).
Однако применение турбодетандера в такой установке обычно ограничено использованием исходного газа с относительно низким содержанием СО2, наиболее типично 2 мол.% и ниже. Там, где подаваемый газ имеет более высокое содержание СО2, часто возникают проблемы, связанные с замерзанием СО2 в верхней части аппарата для отгонки метана. Это является особенно критичным, если желательно получить относительно высокий выход этана, вследствие требований наличия низкой рабочей температуры верхнего погона колонны, что обычно вызывает увеличение внутреннего орошения и накопление СО2.
Для того, чтобы обойти, по меньшей мере, некоторые из проблем, связанных с замерзанием СО2, можно удалить СО2 в расположенном выше по ходу потока блоке отделения СО2 для снижения содержания СО2 в поступающем газе перед подачей его в установку для получения газового бензина. Хотя блоки для удаления СО2 обычно снижают трудности, связанные с замерзанием, введение таких блоков требует существенных капитальных вложений и увеличивает расходы по эксплуатации.
В другом способе отделения диоксида углерода от поступающего природного газа удаление СО2 из газа, поступающего для получения газового бензина, можно осуществить с применением процесса абсорбции растворителем (здесь - «тощее масло» (1еап об)). Способ абсорбции тощим маслом обычно включает поток тощего масла, обычно бутана (или углеводорода более высокой молекулярной массы) для абсорбции углеводородов С2+ из подаваемого газа. Пример типичного процесса абсорбции тощим маслом приведен на фиг. 2, соответствующей уровню техники, а конкретные установки приведены, например, в патентах США № 6340429 (Мшпккшеп е! а1.) и 5687584 (Мебга е! а1.). Помимо других преимуществ такие процессы можно осуществлять при более высокой температуре, таким образом часто избегая замерзания СО2 в колоннах. Однако наиболее распространенные процессы абсорбции тощим маслом требуют существенных количеств энергии для регенерации и охлаждения тощего масла. Кроме того, и особенно в случае, когда концентрация СО2 в питающем газе относительно высока, необходима интенсивная циркуляция тощего масла для достижения удовлетворительного выхода газового бензина. Следовательно, по меньшей мере, с позиции энергетической эффективности и перспектив упрощения процесса, криогенные процессы с турбодетандером обычно являются предпочтительными по сравнению с процессами абсорбции тощим маслом.
Следовательно, хотя известны различные установки и способы получения газового бензина, все или почти все из них имеют один или более недостатков. Таким образом, все еще имеется необходимость в создании способов и установок для усовершенствованного получения газового бензина.
Данное изобретение направлено на создание установок для получения газового бензина, которые включают процесс криогенного расширения, где проблемы накопления и/или замерзания диоксида углерода значительно снижены, если не совсем ликвидированы, даже при содержаниях диоксида углерода в природном газе по меньшей мере 2 мол.%, а более типично по меньшей мере 10 мол.%.
В одном из аспектов предмета данного изобретения предлагаемая установка может включать перегонную колонну с секцией ректификации и секцией абсорбции, причем колонна соединена потоком с первым сепаратором, который разделяет подаваемое сырье на жидкое тощее масло и пар, причем первую часть этого пара подвергают расширению в турбодетандере и подают в секцию абсорбции, а вторую часть пара охлаждают и подают в секцию ректификации. В других предлагаемых установках жидкое тощее масло охлаждают и вводят в секцию абсорбции, тем самым снижая концентрацию диоксида углерода в секции ректификации перегонной колонны.
Кроме того, предлагаемые установки могут включать второй сепаратор, расположенный на входе в установку, в который поступает поток охлажденного природного газа и который разделяет этот поток
- 1 006872 охлажденного природного газа на паровую часть природного газа, жидкую часть природного газа и воду, и где поток, подаваемый в первый сепаратор, содержит по меньшей мере некоторое количество паровой части природного газа. В предпочтительном варианте выполнения паровая часть природного газа может быть осушена с использованием молекулярных сит и охлаждена с использованием верхнего погона секции ректификации перегонной колонны и, возможно, внешнего охлаждающего агента.
В другом аспекте предмета настоящего изобретения у части жидкого тощего масла снижают давление и используют ее в качестве охлаждающего агента для охлаждения сырья, подаваемого в первый сепаратор, и предпочтительно также, чтобы вторая часть пара и жидкое тощее масло были охлаждены с применением верхнего погона ректификационной секции колонны.
В еще одном аспекте предмета изобретения перегонная колонна может дополнительно включать секцию отгонки легких фракций, где удаляют по меньшей мере часть метана, абсорбированного в жидком тощем масле, и образуется кубовый продукт, содержащий газовый бензин, причем секция отгонки легких фракций может принимать также часть жидкого тощего масла, в которой снижено давление. Можно обеспечить на входе в установку дополнительный блок отгонки легких фракций из сырья, который а) принимает жидкую часть природного газа, б) образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин и в) образует продукт - верхний погон колонны отгонки легких фракций, который сушат и вводят в перегонную колонну. Альтернативно эту секцию отгонки легких фракций перегонной колонны можно заменить отдельной дополнительной колонной отгонки легких фракций, которая позволяет проводить процесс во всем диапазоне получения газового бензина, от получения этана до получения пропана.
Следовательно, способ действия установки может включать одну стадию, в которой обеспечена перегонная колонна, включающая секцию ректификации и секцию абсорбции. На другой стадии сырье разделяют в первом сепараторе на жидкое тощее масло и пар, а еще на одной стадии этот пар разделяют на первую часть и вторую часть, причем первую часть расширяют в турбодетандере и подают в секцию абсорбции, а вторую часть пара охлаждают и подают в секцию ректификации. Еще на одной стадии жидкое тощее масло разделяют на первую часть и вторую часть, причем первую часть жидкости охлаждают и подают в секцию абсорбции, таким образом снижая концентрацию диоксида углерода в секции ректификации колонны, а у второй части тощего масла снижают давление и применяют ее для охлаждения подаваемого газа перед вводом в секцию отгонки легких фракций.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1, относящейся к предшествующему уровню техники, представлен пример схемы конфигурации установки для получения газового бензина, которая включает процесс с криогенным детандером.
На фиг. 2, относящейся к предшествующему уровню техники, представлен пример схемы конфигурации установки для получения газового бензина, которая включает процесс абсорбции тощим маслом с охлаждением.
На фиг. 3 представлен пример схемы одной из конфигураций установки для получения газового бензина, которая включает абсорбционный процесс с переохлажденной флегмой.
На фиг. 4 представлен пример схемы другой установки для получения газового бензина с конфигурацией из двух колонн, которая включает абсорбционный процесс с переохлажденной флегмой.
Автор изобретения обнаружил, что различные подаваемые газы, а особенно подаваемые типы природного газа с высоким содержанием СО2, можно обработать на установке, включающей процесс криогенного расширения для выделения С2 без проблем, связанных с замерзанием СО2 (или по меньшей мере со значительным снижением этих проблем), если тощее масло получают в сепараторе, переохлаждают и вводят в среднюю секцию аппарата для удаления метана. Такие конфигурации имеют особенно много преимуществ, если подаваемый газ содержит по меньшей мере 2 мол.%, более типично по меньшей мере 4 мол.%, и наиболее типично по меньшей мере 10 мол.% СО2.
В приведенном в качестве примера предпочтительном аспекте предмета изобретения, представленном на фиг. 3, подаваемый природный газ 11, с типичным составом в мольных процентах 80% С1, 8% С2, 4% С3, 2% С4, 3% С5+ и 3% Со2 при 49°С (120°Е) и 7,6 МПа (1100 избыт, фунтов/кв. дюйм) охлаждают в установке 60 охлаждения подаваемого газа обычно до 16-21°С (60-70°Е), получая таким образом охлажденный подаваемый газ 61, обычно имеющий температуру чуть выше точки гидратации подаваемого газа. Охлажденный подаваемый газ 61 разделяют во входном трехфазном сепараторе 62, откуда удаляют воду 71, таким образом значительно снижая требования по размерам и затратам энергии к расположенному ниже по ходу потока осушителю 1 газа (например, блоку с молекулярными ситами). Давление жидкой части 64 охлажденного подаваемого газа (углеводородной жидкости) снижают и подают ее в установку 65 для отгонки легких фракций, обычно работающую при 0,41 МПа (450 избыт, фунтов/кв. дюйм), где снова доводят до кипения с помощью кубового кипятильника-ребойлера 68, обычно работающего при температуре 165,6°С (330°Е), и получают в установке для отгонки легких фракций пары 66 верхнего погона, содержащие С2 и более легкие компоненты, и стабилизированный газовый бензин - кубовый продукт 67. Пары 66 верхнего погона, обычно имеющие температуру от 26,7 до 43,3°С (от 80 до 110°Е), сушат в газовом осушителе 69 (например, блоке с молекулярными ситами) для получения потока 70 осушенного пара. (Регенерирующий газ для осушителя 69 можно получить с помощью системы регенерации для осушителя 1). Осушенный паровой поток 70 затем направляют в нижнюю секцию установки 7
- 2 006872 удаления метана либо путем смешивания потока 70 с нагретой жидкостью 21 из теплообменника 2 питающего потока, либо непосредственно в установку 7 удаления метана; выбор способа зависит главным образом от состава подаваемого газа.
Паровую часть 63 (пары углеводородов) охлажденного подаваемого газа из входного сепаратора 62, обычно при температуре от 15,6 до 21,1°С (от 60 до 70°Е), подают в осушитель 1 газа перед вводом в установку 2 охлаждения подаваемого сырья в виде потока 12 охлажденной и осушенной паровой части, при этом поток 12 охлаждают продуктом - верхним погоном 27 установки для отгонки метана, боковыми погонами 31 и 33 ребойлера (которые рециркулируют, соответственно, посредством потоков 32 и 34), потоком тощего масла 20 высокого давления после снижения в нем давления, и, возможно, внешним охладителем 35. Охлажденный таким образом поток 13, обычно при температуре от -37,7 до -12,2°С (от -25 до 10°Е), затем разделяют в сепараторе 3 высокого давления, где его разделяют на паровую часть 15 и жидкую часть 14. Жидкая часть 14 обычно имеет качество фракции неочищенного конденсата, содержащего компоненты С4+, и хорошо подходит для использования в качестве тощего масла. Состав этого потока можно отрегулировать, изменяя температуру охлаждения газа в потоке 13. По меньшей мере часть потока 14, обычно от 15 до 35%, используют в качестве тощего масла посредством потока 18, который переохлаждают парами верхнего погона колонны в переохладителе 6 до потока 22, обычно до температуры от -68 до -79°С (от -90 до -110°Е) перед тем, как снизить его давление с помощью клапана (вентиля) Джоуля-Томсона 41 в поток 23, обычно имеющий температуру от -70,6 до -81,7°С (от -95 до -115°Е), и подают в секцию 52 абсорбции перегонной колонны. Переохлажденная жидкость конденсируется, абсорбирует компоненты С2 и СО2 в установке удаления метана и в значительной степени (то есть по меньшей мере на 90%) препятствует их проникновению в верхнюю секцию 51 ректификации. В результате содержание СО2 в парах верхнего погона снижается, позволяя таким образом избежать проблем, связанных с замерзанием СО2. Давление другой части потока 19 жидкости из сепаратора высокого давления снижают с помощью клапана (вентиля) Джоуля-Томсона 42 и охлаждают их посредством эффекта Джоуля-Томсона до потока 20, обычно с температурой от -45,6 до -56,7°С (от -50 до -70°Е). Хладоемкость потока 20 используют для охлаждения питающего газа в теплообменнике 2 подаваемого сырья. Поток 21, выходящий из охладителя 2 подаваемого сырья и обычно имеющий температуру от -12,2 до 4,4°С (от 10 до 40°Е), поступает в нижнюю секцию 53 отгона легких фракций установки для удаления метана.
Паровую часть 15 из сепаратора 3 высокого давления разделяют на два потока, 16 и 17. Первую часть 16, обычно составляющую от 30 до 40% от общего потока, переохлаждают в переохладителе верхнего погона 6 с получением потока 24, обычно имеющего температуру от -81,7 до -92,8°С (от -115 до -135°Е), давление которого снижают с помощью клапана 40 Джоуля-Томсона с получением потока 25, обычно имеющего температуру от -92,8 до -103,9°С (от -135 до -155°Е). Переохлажденный поток 25 поступает в верхнюю часть колонны установки для отгонки метана в виде холодной флегмы в секцию 51 ректификации. Вторую часть 17, обычно от 60 до 70% общего потока, расширяют в детандере 5 до давления установки для отгонки метана, обычно от 2,42 до 3,11 МПа (от 350 до 450 избыт, фунтов/кв. дюйм), тем самым охлаждая поток 10 расширенного пара обычно до -62,2 - -73,3°С (-80 - -100°Е), и подают его в среднюю часть секции 52 абсорбции. Продукт - верхний погон установки 26 для отгонки метана, обычно при температуре от -87,2 до -98,3°С (от -125 до -145°Е), обеспечивает охлаждение в переохладителе 6 верхнего погона колонны и дальнейшее охлаждение в охладителе 2 подаваемого сырья посредством потоков 27 и 28 перед повторным сжатием в компрессоре 4 (который приводится в действие детандером 5) и в компрессоре 8 повторного сжатия (как указано потоками 29 и 30). Повторно сжатый газ затем охлаждают воздушным охладителем 9 перед тем, как он выходит из установки в виде потока 31 газа, предназначенного для продажи.
Колонна 7 для отгонки метана дополнительно включает секцию 53 отгонки легких фракций, в которой метан отгоняют от жидкости из секции 52 абсорбции с дополнительными ребойлерами в виде потоков 31-34, при этом тепло поступает за счет охлаждения сырья в теплообменнике 2. Кубовый продукт колонны, обычно при температуре от 10 до 26,7°С (от 50 до 80°Е), выходит из колонны в виде потока 37, который затем объединяют с потоком газового бензина 67 из установки 65 отгонки легких фракций, и перекачивают насосом 44 в поток 38 продукта - газового бензина.
Альтернативно, как указано на фиг. 4, установка может также иметь конфигурацию из двух колонн, где первая колонна 7 (например, установка для отгонки метана) имеет секцию 51 ректификации и секцию 52 абсорбции, и где вторая колонна 100 имеет секцию 53 отгонки легких фракций. Эту конфигурацию из двух колонн можно использовать для получения как этана, так и пропана, что дает дополнительную выгоду из-за отказа от этана в течение периодов низкого спроса на этан или высоких цен на природный газ. В этом случае жидкий кубовый продукт 37 перекачивают насосом 43 через трубопровод 117 и теплообменник 101 в верхнюю секцию второй колонны 100, которая действует как колонна для отгонки легких фракций (можно во второй колонне использовать дополнительный ребойлер для того, чтобы восстановить хладоемкость охладителя путем охлаждения питающего газа). Верхний погон колонны для отгонки легких фракций, обычно при температуре от -28,9 до -57,7°С (от -20 до -60°Е) (величина зависит от уровня выделения С2) частично конденсируют в теплообменнике 102 и разделяют в сепараторе 103 на поток 116 жидкой флегмы и паровую часть 111, которую при получении этана направляют в куб первой
- 3 006872 колонны 7 или при получении пропана переохлаждают в переохладителе 6 для получения потока 115 перед вводом его в первую колонну в виде флегмы (см. пунктирные линии на фиг. 4). Ребойлер 104 обеспечивает требования по теплу для отгонки легких фракций во второй колонне 100. Конфигурация из двух колонн может быть особенно выгодной, если особенно желательно иметь гибкие возможности установки получения газового бензина в отношении получения этана или пропана. Например, если желательно получать этан, паровую фракцию верхнего погона из колонны для отгонки легких фракций подают в нижнюю часть секции абсорбера первой колонны, в то время как в случае, если желательно получать пропан, этот же продукт верхнего погона переохлаждают в переохладителе верхнего погона и подают в секцию ректификации первой колонны в качестве флегмы (см. пунктирные линии на фиг. 4). По отношению к другим компонентам применимы те же соображения, которые описаны выше для фиг. 3, при этом одинаковые цифровые обозначения относятся к аналогичным компонентам и потокам.
В отношении подаваемого газа обычно предполагают, что применимы разнообразные газы, содержащие углеводороды. Однако особенно предпочтительные подаваемые газы включают природный газ, и особенно природный газ с содержанием СО2 по меньшей мере 2 мол.%, более типично по меньшей мере 4% мол., и наиболее типично по меньшей мере 10 мол.%. Подобным образом, давление соответствующих подаваемых газов может значительно изменяться, и обычно предполагают, что давление подаваемого газа может составлять примерно от 0,207 до 6,9-20,7 МПа (от 300 до 1000-3000 избыт, фунтов/кв. дюйм). Следовательно, и особенно в зависимости от конкретного источника подаваемого газа, давление подходящих подаваемых газов можно увеличить или снизить перед вводом в охладитель или в сепаратор.
Кроме того, следует понимать, что подаваемый газ можно обезвоживать с использованием различных способов, и что эту дегидратацию можно осуществлять в различных местах установки. Например, подаваемый газ можно обезвоживать перед введением в охладитель 60 или охладитель 2 подаваемого газа. Следовательно, охладитель 60 можно не применять, а трехфазный сепаратор можно заменить двухфазным сепаратором. Альтернативно можно установить компрессор подаваемого газа для повторного сжатия газообразного верхнего погона установки 66 отгонки легких фракций до величины давления подаваемого газа перед вводом в основной осушитель на основе молекулярных сит. В то время как процесс повторного сжатия поддерживает высокий выход газового бензина, он требует дополнительной мощности и увеличивает потребление энергии в блоке извлечения газового бензина. Однако обычно предпочтительно, чтобы паровую фазу подаваемого газа осушали с использованием осушителя, на основе молекулярных сит, как показано на фиг. 3 и 4. Таким образом, следует понимать, что требования по обезвоживанию в установке для получения газового бензина значительно снижены по сравнению с обычными установками благодаря тому, что воду удаляют в трехфазном сепараторе (или другой установке) перед поступлением в охладитель подаваемого сырья или установку для отгонки легких фракций из подаваемого сырья.
Хотя обычно предпочтительно, чтобы поток 14 тощего масла был получен из подаваемого газа в сепараторе высокого давления, следует также понимать, что возможны и различные другие источники. Например, предусматривается, что по меньшей мере часть тощего масла может циркулировать в установке с использованием внешней подачи тощего масла, а по меньшей мере другая часть тощего масла может покидать установку (после отгонки легких фракций) в потоке продукта - газового бензина. Состав рассматриваемого тощего масла обычно будет зависеть, по меньшей мере частично, от состава конкретного подаваемого газа, однако обычно предпочитают, чтобы тощее масло имело состав, который позволяет осуществить абсорбцию компонентов СО2 и С2 в секции абсорбции тощим маслом колонны для отгонки метана. Следовательно, тощее масло предпочтительно содержит обогащенную С4 + жидкость. Кроме того, следует особенно отметить, что состав тощего масла можно контролировать с помощью охладителя подаваемого сырья с использованием по меньшей мере одного из компонентов - внешнего охлаждающего агента и части тощего масла, подвергаемой расширению посредством клапана Джоуля-Томсона (которая может таким образом действовать в качестве охладителя для подаваемого потока). Таким образом, там, где это желательно, состав тощего масла можно изменить, включая в него обогащенную С3+ жидкость, а более типично - обогащенную С5+ жидкость. Более того, применение расширенной посредством клапана Джоуля-Томсона жидкости из сепаратора высокого давления преимущественно обеспечивает по меньшей мере некоторую часть охлаждения подаваемого газа.
Переохлаждение тощего масла предпочтительно осуществляют, используя переохладитель верхнего погона установки для отгонки метана, а еще более предпочтительно, чтобы давление и температуру переохлажденного тощего масла снижали еще больше с применением клапана Джоуля-Томсона перед тем, как ввести его в верхнюю часть (или вблизи верхней части) секции колонны, предназначенной для абсорбции тощим маслом. Однако в альтернативных аспектах предмета изобретения следует понимать, что переохлаждение тощего масла можно осуществить также с применением охладителя или теплообменника, отличного от переохладителя верхнего погона установки для отгонки метана, причем охлаждающий агент для такого альтернативного охлаждения можно обеспечить за счет какой-либо жидкости или пара из установки для получения газового бензина или из источника, внешнего по отношению к установке для получения газового бензина.
- 4 006872
В особенно предпочтительных конфигурациях рассматриваемые процессы абсорбции тощим маслом проводят в колонне для отгонки метана и размещают их ниже переохлажденной секции ректификации. Следовательно, следует понимать, что такие конфигурации будут выгодно сочетать эффективность криогенного процесса турборасширения с некоторыми преимуществами процесса абсорбции охлажденным тощим маслом, приводя к высокоэффективному интегрированному процессу, который особенно подходит для обработки подаваемого газа с высоким содержанием СО2 и получения продукта с высоким содержанием С2. Более того, так как тощее масло получают в ходе охлаждения подаваемого газа (и особенно при частичной конденсации паровой части подаваемого газа, тем самым получая тощее масло), рециркуляцию тощего масла можно исключить частично, а более типично - полностью, и таким образом заметно снижается стоимость оборудования и расходы по эксплуатации по сравнению с обычным процессом абсорбции охлажденным тощим маслом. Таким образом, абсорбция тощим маслом в установке для отгонки метана удаляет из потока газа значительную часть компонентов СО2 и С2, тем самым позволяя избежать увеличения содержания компонентов СО2 и С2 в верхней секции установки для отгонки метана, а следовательно помогая снизить, если не устранить, проблемы замерзания СО2, которые существовали в ранее известных криогенных процессах турборасширения.
В еще одном аспекте предмета изобретения следует понимать, что пары верхнего погона из установки 65 для отгонки легких фракций из подаваемого сырья (после сушки в осушителе на основе молекулярных сит) подают обратно в дистилляционную колонну, где в одной колонне объединены установки ректификации/абсорбции/отгонки легких фракций, или же в конструкцию из двух колонн, где установки для ректификации/абсорбции и для отгонки легких фракций являются раздельными колоннами, в то время как в обычных конфигурациях газ верхнего погона обычно используют в качестве топливного газа, что приводит к снижению выхода газового бензина. Более того, в особенно предпочтительных конфигурациях, как показано в качестве примера на фиг. 3 и 4, пары верхнего погона из установки 65 для отгонки легких фракций из подаваемого сырья сушат и отделяют для поддержания высокого выхода газового бензина без применения сжатия пара.
Предлагаемые конфигурации обычно имеют относительно высокий выход этана и пропана, и эти предлагаемые конфигурации дают выход этана по меньшей мере 90% и выход пропана примерно или по меньшей мере 99%, в то же самое время позволяя избежать замерзания СО2 в верхней секции установки для отгонки метана без использования блока для отделения СО2, расположенного выше по ходу потока, если подаваемый газ имеет содержание СО2 по меньшей мере 2 мол.%. Что касается охладителей, теплообменников, установок для отгонки метана, сепараторов, установки (установок) для отгонки легких фракций и трубопроводов, то обычно предполагают, что эти компоненты легко доступны для специалиста в данной области, и что конкретные соотношения и материалы могут изменяться в зависимости от конкретной конфигурации установки и легко могут быть определены специалистом.
Таким образом, предлагаемые установки могут включать колонну, содержащую секцию ректификации и секцию абсорбции, где колонна связана потоком с первым сепаратором, который разделяет подаваемый газ на жидкое тощее масло и пар, где первую часть этого пара расширяют в турбодетандере и вводят в секцию абсорбции, а вторую часть этого пара охлаждают и вводят в секцию ректификации, и где жидкое тощее масло охлаждают и вводят в секцию абсорбции, снижая тем самым концентрацию диоксида углерода в секции ректификации колонны.
Особенно предпочтительные установки могут дополнительно включать второй сепаратор, в который поступает сырье - охлажденный природный газ, и этот охлажденный природный газ разделяют на паровую фракцию природного газа, жидкую фракцию природного газа и воду, и где в подаваемое в первый сепаратор сырье вводят по меньшей мере некоторое количество паровой фракции природного газа. Там, где это приемлемо, предпочтительно, чтобы эта паровая часть природного газа была осушена с применением молекулярных сит и охлаждена с использованием продукта - верхнего погона секции ректификации колонны и, возможно, внешнего охлаждающего агента, в то время как давление части жидкого тощего масла снижают и применяют ее в качестве охлаждающего агента для охлаждения первого сепаратора.
В других предполагаемых аспектах вторую часть пара и жидкое тощее масло охлаждают с использованием продукта - верхнего погона секции ректификации колонны, и эта колонна может дополнительно включать секцию отгонки легких фракций, которая удаляет по меньшей мере часть метана, абсорбированного в жидком тощем масле, и образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин (в то время как в секцию отгонки легких фракций может также поступать часть жидкого тощего масла, давление которой снижено).
Соответствующие установки могут включать отдельную колонну для отгонки из подаваемого сырья легких фракций, в которую поступает жидкая часть природного газа, в которой образуется кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и в которой получают продукт - верхний погон колонны для отгонки легких фракций, который обычно сушат и подают в перегонную колонну.
Альтернативно, перегонная колонна предполагаемой установки может быть связана потоком с первой колонной для отгонки легких фракций, в которую поступает жидкое тощее масло и где удаляют по меньшей мере часть метана, абсорбированного в этом жидком тощем масле, и получают кубовый про
- 5 006872 дукт, содержащий газовый бензин (при этом в секцию абсорбции колонны может поступать часть жидкого тощего масла, давление в которой снижено). Во вторую колонну для отгонки легких фракций может поступать жидкая часть природного газа, которая образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и из нее может выходить продукт - верхний погон колонны для отгонки легких фракций, который может быть осушен и введен в колонну.
Следовательно, способ работы установки может включать стадию, на которой обеспечена колонна, имеющая секцию ректификации и секцию абсорбции. На другой стадии подаваемое сырье разделяют в первом сепараторе на жидкое тощее масло и пар, а на еще одной стадии этот пар разделяют на первую и вторую части, и первую часть пара расширяют в турбодетандере и вводят в секцию абсорбции, а вторую часть пара охлаждают и вводят в секцию ректификации, тем самым снижая концентрацию диоксида углерода в секции ректификации колонны.
В других предпочтительных аспектах предмета изобретения пригодные способы могут включать также стадию, на которой по меньшей мере один из компонентов - вторую порцию пара или жидкое тощее масло охлаждают с применением продукта - верхнего погона секции ректификации колонны. Дополнительно или вместо этого, сырье можно охлаждать с применением продукта - верхнего погона секции ректификации колонны. Кроме того, пригодные способы могут дополнительно включать стадию, на которой на входе в установку обеспечен второй сепаратор, куда поступает сырье - охлажденный природный газ, и этот охлажденный природный газ разделяют на паровую часть природного газа, жидкую часть природного газа и воду, и где сырье, подаваемое в первый сепаратор, включает по меньшей мере некоторое количество паровой части природного газа (например, содержащего по меньшей мере 2 мол.% диоксида углерода, а более типично 10 мол.% диоксида углерода).
В других предпочтительных аспектах предмета изобретения подходящие способы могут включать также применение конфигурации из двух колонн, где первая колонна имеет секцию ректификации и секцию абсорбции, а вторая колонна имеет секцию отгона легких фракций. Эту конфигурацию из двух колонн можно применять для получения или этана, или пропана, что обеспечивает дополнительную выгоду из-за возможного отказа от этана. Конфигурация из двух колонн может быть особенно выгодной там, где особенно желательно иметь гибкость установки получения газового бензина в отношении получения этана или пропана. Конфигурацию для получения этана дополняют подачей пара верхнего погона второй колонны в нижнюю часть секции абсорбера первой колонны, в то время как при желательности получения пропана тот же продукт верхнего погона переохлаждают в блоке для переохлаждения верхнего погона и подают в секцию ректификации первой колонны в качестве флегмы.
Таким образом, описаны конкретные варианты выполнения и применения для усовершенствованного получения продуктов сжижения природного газа. Однако специалистам должно быть ясно, что может быть значительно больше модификаций, кроме уже описанных, в рамках приведенной здесь концепции изобретения. Следовательно, предмет изобретения не следует ограничивать ничем, кроме сущности приведенной формулы изобретения. Более того, при интерпретации как описания, так и формулы изобретения, все термины следует интерпретировать возможно более широко в соответствии с контекстом. В частности, термины включает и включающий следует интерпретировать, как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям не исключительным образом, указывая на то, что упомянутые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать или использоваться или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, которые явно не упомянуты.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Установка для получения газового бензина, включающая первый сепаратор для разделения подаваемого сырья на жидкое тощее масло и пар, колонну, содержащую секцию ректификации и секцию абсорбции и соединенную потоком с первым сепаратором, турбодетандер, установленный между сепаратором и колонной, для расширения первой части пара, отделяемого сепаратором, охладитель, установленный между сепаратором и колонной, для охлаждения второй части пара, отделяемого сепаратором, и средства охлаждения жидкого тощего масла и его подачи в секцию абсорбции колонны для поглощения в ней диоксида углерода и снижения тем самым концентрации диоксида углерода в секции ректификации колонны.
  2. 2. Установка по п.1, дополнительно включающая второй сепаратор для разделения поступающего в него сырья - охлажденного природного газа на паровую часть природного газа, жидкую часть природного газа и воду, и средства подачи в первый сепаратор сырья, включающего по меньшей мере некоторое количество паровой части природного газа.
  3. 3. Установка по п.2, дополнительно включающая молекулярные сита, установленные между вторым и первым сепараторами для осушения паровой части природного газа перед ее подачей в первый сепаратор.
    - 6 006872
  4. 4. Установка по п.2, дополнительно включающая средства охлаждения паровой части природного газа верхним погоном секции ректификации колонны и, возможно, внешним охлаждающим агентом.
  5. 5. Установка по п.1, дополнительно включающая средства охлаждения сырья, подаваемого в первый сепаратор, и средства снижения давления части жидкого тощего масла и ее подачи в качестве охлаждающего агента в указанные средства охлаждения сырья.
  6. 6. Установка по π. 1, дополнительно включающая средства охлаждения второй части пара и жидкого тощего масла верхним погоном секции ректификации колонны.
  7. 7. Установка по п.1, в которой колонна дополнительно включает секцию отгонки легких фракций, которая удаляет по меньшей мере часть метана, абсорбированного жидким тощим маслом, и образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин.
  8. 8. Установка по и.5, в которой колонна включает также секцию для отгонки легких фракций, которая удаляет по меньшей мере часть метана, абсорбированного в жидком тощем масле, образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и где в секцию отгонки легких фракций поступает часть жидкого тощего масла, давление которой понижено.
  9. 9. Установка по п.2, дополнительно включающая колонну для отгонки легких фракций из сырья, в которую поступает жидкая часть природного газа, которая образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и которая дает продукт - верхний погон колонны для отгонки легких фракций, который, возможно, сушат и подают в колонну.
  10. 10. Установка по п.1, в которой колонна соединена по потоку с первой колонной для отгонки легких фракций, в которую поступает жидкое тощее масло и где удаляют по меньшей мере часть метана, абсорбированного в жидком тощем масле, и получают кубовый продукт, содержащий газовый бензин.
  11. 11. Установка по и.5, в которой колонна соединена по потоку с первой колонной для отгонки легких фракций, в которую поступает жидкое тощее масло и где удаляют по меньшей мере часть метана, абсорбированного в жидком тощем масле и получают кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и где в секцию адсорбции колонны поступает часть жидкого тощего масла, давление которой понижено.
  12. 12. Установка по п.2, дополнительно включающая вторую колонну для отгонки легких фракций, в которую поступает жидкая часть природного газа, которая образует кубовый продукт, содержащий газовый бензин, и которая дает продукт - верхний погон колонны для отгонки легких фракций, который, возможно, осушают и вводят в колонну.
  13. 13. Способ работы установки, охарактеризованной в любом из пи. 1-12, включающий разделение сырья в первом сепараторе на жидкое тощее масло и пар;
    разделение пара на первую часть и вторую часть, причем первую часть расширяют в турбодетандере и вводят в секцию абсорбции колонны, содержащей секцию ректификации и секцию абсорбции, а вторую часть охлаждают и вводят в секцию ректификации и охлаждение жидкого тощего масла и введение этой охлажденной жидкости в секцию абсорбции, тем самым снижая концентрацию диоксида углерода в секции ректификации.
  14. 14. Способ по и. 13, дополнительно включающий охлаждение по меньшей мере одного из компонентов - второй части пара и жидкого тощего масла с использованием продукта - верхнего погона секции ректификации колонны.
  15. 15. Способ по и. 13, дополнительно включающий охлаждение сырья с использованием продукта верхнего погона секции ректификации колонны.
  16. 16. Способ по и. 13, в котором сырье - охлажденный природный газ поступает во второй сепаратор, где это сырье разделяют на паровую часть природного газа, жидкую часть природного газа и воду, и где сырье, подаваемое в первый сепаратор, включает, по меньшей мере, некоторое количество паровой части природного газа.
EA200401399A 2002-05-08 2002-05-08 Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой EA006872B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2002/014860 WO2003095913A1 (en) 2002-05-08 2002-05-08 Configuration and process for ngl recovery using a subcooled absorption reflux process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200401399A1 EA200401399A1 (ru) 2005-06-30
EA006872B1 true EA006872B1 (ru) 2006-04-28

Family

ID=29418045

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200401399A EA006872B1 (ru) 2002-05-08 2002-05-08 Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7377127B2 (ru)
EP (1) EP1502062B1 (ru)
AT (1) ATE365897T1 (ru)
AU (1) AU2002308679B8 (ru)
CA (1) CA2484326C (ru)
DE (1) DE60220954T2 (ru)
EA (1) EA006872B1 (ru)
MX (1) MXPA04011006A (ru)
NO (1) NO20044578L (ru)
WO (1) WO2003095913A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2528689C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП ИНХП РБ) Способ разделения газа

Families Citing this family (53)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE60229306D1 (de) * 2002-08-15 2008-11-20 Fluor Corp Niederdruckflüssigergasanlagenkonfigurationen
CA2543195C (en) * 2003-10-30 2009-02-10 Fluor Technologies Corporation Flexible ngl process and methods
US7159417B2 (en) 2004-03-18 2007-01-09 Abb Lummus Global, Inc. Hydrocarbon recovery process utilizing enhanced reflux streams
WO2006115597A2 (en) * 2005-04-20 2006-11-02 Fluor Technologies Corporation Integrated ngl recovery and lng liquefaction
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
US20070012072A1 (en) 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US8983446B2 (en) * 2005-07-14 2015-03-17 Binj Laboratories, Inc. Systems and methods for the detection and allowance of transmission facilities
US8238936B2 (en) * 2006-07-14 2012-08-07 Binj Laboratories, Inc. Method and system for tracking and determining a location of a wireless transmission
EP1908269A2 (en) * 2005-07-14 2008-04-09 Binj Laboratories, Inc. Systems and methods of detection transmission facilities
EP2029949A2 (en) * 2006-06-16 2009-03-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
AU2007265476B2 (en) 2006-06-27 2010-07-15 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery methods and configurations
EA013983B1 (ru) * 2006-07-10 2010-08-30 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способ и устройство для кондиционирования газа, обогащенного c5+ углеводородами, и извлечения газоконденсата
US10251149B2 (en) 2006-07-14 2019-04-02 Binj Laboratories, Inc. Method and system for tracking and determining a location of a wireless transmission
EP2076726A2 (en) * 2006-10-24 2009-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
US8505332B1 (en) * 2007-05-18 2013-08-13 Pilot Energy Solutions, Llc Natural gas liquid recovery process
US9752826B2 (en) 2007-05-18 2017-09-05 Pilot Energy Solutions, Llc NGL recovery from a recycle stream having natural gas
US9200833B2 (en) 2007-05-18 2015-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Heavy hydrocarbon processing in NGL recovery system
US9574823B2 (en) 2007-05-18 2017-02-21 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide recycle process
US9255731B2 (en) 2007-05-18 2016-02-09 Pilot Energy Solutions, Llc Sour NGL stream recovery
US9377239B2 (en) * 2007-11-15 2016-06-28 Conocophillips Company Dual-refluxed heavies removal column in an LNG facility
US7935178B2 (en) * 2008-03-26 2011-05-03 Uop Llc Use of a biphasic turbine in a process for recovering energy in gasification and natural gas applications
US8640494B2 (en) * 2008-05-15 2014-02-04 Jose Lourenco Method to produce natural gas liquids NGLs at gas Pressure Reduction Stations
EP2364413B1 (en) * 2008-11-10 2016-06-15 1304338 Alberta Ltd Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng
US20120085128A1 (en) * 2010-10-07 2012-04-12 Rajeev Nanda Method for Recovery of Propane and Heavier Hydrocarbons
AU2011319885B2 (en) 2010-10-26 2017-05-11 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering NGLs from hydrocarbon streams
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
CA2728716C (en) * 2011-01-18 2017-12-05 Jose Lourenco Method of recovery of natural gas liquids from natural gas at ngls recovery plants
CA2763081C (en) 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
WO2013144671A1 (en) * 2012-03-27 2013-10-03 Total Sa Cryogenic separation process of a feed gas stream containing carbon dioxide and methane
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
US20140013796A1 (en) * 2012-07-12 2014-01-16 Zaheer I. Malik Methods for separating hydrocarbon gases
CA2787746C (en) 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
JP6289471B2 (ja) * 2012-08-30 2018-03-07 フルーア・テクノロジーズ・コーポレイション オフショアｎｇｌ回収のための構成及び方法
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
GB201313307D0 (en) * 2013-07-25 2013-09-11 Corac Energy Technologies Ltd System, method and apparatus
WO2015103403A1 (en) * 2014-01-02 2015-07-09 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
US10017701B2 (en) * 2014-06-02 2018-07-10 Aspen Engineering Services, Llc Flare elimination process and methods of use
CA2958091C (en) 2014-08-15 2021-05-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
EP3201549B1 (en) * 2014-09-30 2019-11-27 Dow Global Technologies LLC Process for increasing ethylene and propylene yield from a propylene plant
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
US10928128B2 (en) * 2015-05-04 2021-02-23 GE Oil & Gas, Inc. Preparing hydrocarbon streams for storage
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
BR112018012402A2 (pt) * 2015-12-18 2018-12-04 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions Inc sistema e método para recuperação de hidrocarbonetos leves.
US20170176097A1 (en) * 2015-12-18 2017-06-22 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Systems and Methods for Recovering Desired Light Hydrocarbons from Refinery Waste Gas Using a Back-End Turboexpander
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
WO2018049128A1 (en) 2016-09-09 2018-03-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting ngl plant for high ethane recovery
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
US11320196B2 (en) * 2017-12-15 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Process integration for natural gas liquid recovery
WO2022005270A1 (en) * 2020-07-01 2022-01-06 Drl Engineering Sdn Bhd Split deethaniser fractionation
CN114165987B (zh) * 2021-12-09 2023-06-27 重庆川茂化工科技有限公司 一种液体二氧化碳生产装置及其生产方法

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3247649A (en) * 1963-04-29 1966-04-26 Union Oil Co Absorption process for separating components of gaseous mixtures
GB1475475A (en) * 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US4157904A (en) * 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4185978A (en) * 1977-03-01 1980-01-29 Standard Oil Company (Indiana) Method for cryogenic separation of carbon dioxide from hydrocarbons
US5568737A (en) * 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5983663A (en) * 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
AU9491401A (en) * 2000-10-02 2002-04-15 Elcor Corp Hydrocarbon gas processing

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2528689C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП ИНХП РБ) Способ разделения газа

Also Published As

Publication number Publication date
MXPA04011006A (es) 2005-01-25
AU2002308679A1 (en) 2003-11-11
EP1502062B1 (en) 2007-06-27
DE60220954T2 (de) 2008-02-28
AU2002308679B2 (en) 2007-11-29
AU2002308679B8 (en) 2009-06-18
ATE365897T1 (de) 2007-07-15
EP1502062A4 (en) 2006-01-18
DE60220954D1 (de) 2007-08-09
US20040206112A1 (en) 2004-10-21
NO20044578L (no) 2004-12-07
CA2484326A1 (en) 2003-11-20
EA200401399A1 (ru) 2005-06-30
CA2484326C (en) 2009-06-30
EP1502062A1 (en) 2005-02-02
US7377127B2 (en) 2008-05-27
WO2003095913A1 (en) 2003-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA006872B1 (ru) Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой
US10227273B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US4592766A (en) Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
US8590340B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US9476639B2 (en) Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
CA2515999C (en) Hydrocarbon gas processing
US9939195B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
JP4452239B2 (ja) 炭化水素の分離方法および分離装置
US20080078205A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
RU2763101C2 (ru) Способы холодоснабжения в установках для извлечения газоконденсатных жидкостей
US20190049176A1 (en) Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants
KR101676069B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
EA025641B1 (ru) Способ переработки газа
KR101687851B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
US11643604B2 (en) Hydrocarbon gas processing
KR20120139655A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법

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