EA011523B1 - Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации - Google Patents

Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации Download PDF

Info

Publication number
EA011523B1
EA011523B1 EA200800416A EA200800416A EA011523B1 EA 011523 B1 EA011523 B1 EA 011523B1 EA 200800416 A EA200800416 A EA 200800416A EA 200800416 A EA200800416 A EA 200800416A EA 011523 B1 EA011523 B1 EA 011523B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
demethanizer
source gas
gas
stream
bypass
Prior art date
Application number
EA200800416A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200800416A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Ричард Б. Нилсен
Курт Грэхем
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз 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 Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA200800416A1 publication Critical patent/EA200800416A1/ru
Publication of EA011523B1 publication Critical patent/EA011523B1/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
    • 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
    • F25J2200/70—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
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/60—Methane
    • 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
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (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)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

Рассматриваемые NGL-установки включают в себя байпасный контур исходного газа, благодаря которому обеспечивается часть исходного газа для объединения с паровой фракцией исходного газа ниже по потоку, чтобы увеличить при этом температуру на входе турбоэспандера и температуру деметанизатора. Рассматриваемые конфигурации особенно предпочтительны для исходных газов с относительно высоким содержанием диоксида углерода, поскольку они полностью устраняют замерзание диоксида углерода в деметанизаторе, обеспечивают дополнительное производство энергии турбоэспандером и извлечение компонентов C+ до уровней по меньшей мере 80%, в то же время обеспечивая низкое содержание диоксида углерода в NGL-продукте.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Переработка газа и, в частности, переработка газа для извлечения этана/извлечения пропана.
Уровень техники
Для извлечения сжиженных углеводородов в газоперерабатывающей промышленности обычно применяются многочисленные способы расширения и, в частности, для извлечения этана и пропана из исходного газа высокого давления. В процессе разделения углеводородов такое расширение будет обеспечивать, по меньшей мере, частично необходимость охлаждения. Когда давление исходного газа низкое или когда исходный газ содержит значительное количество пропана и более тяжелых компонентов, может потребоваться дополнительное охлаждение пропана.
Например, исходный газ в большинстве известных ΝΟΕ-установок (установок для конденсатных жидкостей) эспандерного типа охлаждается и частично конденсируется путем теплообмена с паром, отводимым из верхней части деметанизатора, боковыми ребойлерами и/или путем внешнего охлаждения пропана. Образованную таким образом жидкую фракцию (содержащую менее летучие компоненты) выделяют, в то время как паровую фракцию обычно делят на две части, с одной частью, которую дополнительно резко охлаждают и подают в верхнюю секцию деметанизатора, в то время как другую часть обычно после снижения давления в турбоэспандере подают в среднюю секцию деметанизатора. Такие известные конфигурации обычно применимы для исходного газа с относительно низким содержанием СО2 (менее 2%) и относительно высоким содержанием С3+ (более 5%) и обычно неприменимы для исходного газа с высоким содержанием СО2 (более 2%) и низким содержанием С3+ (менее 2% и обычно менее 1%).
Однако во многих способах с применением эспандеров остаточный газ из ректификационной колонны еще содержит значительные количества углеводородов этана и пропана, которые можно было бы дополнительно извлекать, если резко охлаждать остаточный газ до более низкой температуры или подвергать его еще одной стадии ректификации. Более низкие температуры обычно обеспечиваются с помощью более высокой степени расширения при прохождении через турбоэспандер для снижения при этом давления и температуры колонны. К сожалению, в большинстве известных конфигураций высокое извлечение этана, выше 90%, недостижимо из-за замерзания СО2 в деметанизаторе, или экономически неоправданно из-за высоких капитальных затрат на компрессионное оборудование и высоких энергетических затрат. В других известных установках, где конфигурации адаптированы для относительно высоких извлечений пропана и более тяжелых фракций, извлечение этана обычно находится в диапазоне от 20 до 50%.
Типичные установки для извлечения газоконденсатных жидкостей (ЫСЬ) с турбоэспандером, охладителем исходного газа, сепараторами и орошаемым деметанизатором описаны, например, в патенте США № 4854955 (автор СатрЬе11 и др.). Здесь используется конфигурация для умеренного извлечения этана с помощью турборасширения, при которой пар, отводимый из верхней части колонны деметанизатора, охлаждают и конденсируют с помощью теплообменника на входе, применяя охлаждение, вызываемое резким охлаждением исходного газа. С помощью такой дополнительной стадии охлаждения из газа, отводимого из верхней части колонны, конденсируется большая часть пропана и более тяжелых компонентов, которая позже извлекается в сепараторе и возвращается в колонну в виде флегмы. К сожалению, в то время как с помощью таких способов можно обеспечить высокое извлечение пропана, извлечение этана зачастую ограничивается 20-50% из-за проблем, связанных с замерзанием СО2 в деметанизаторе, если переработке подвергается исходный газ с высоким содержанием СО2.
Чтобы обеспечить высокое извлечение этана, в большинстве известных установок обычно требуются очень низкие температуры (например, -100°Р или ниже) в деметанизаторе. Однако, поскольку во многих конфигурациях с высоким извлечением пропана из-за очень низких температур содержание СО2 на верхних тарелках будет увеличиваться, это неизменно приведет к значительной внутренней рециркуляции и накоплению СО2. Поэтому такие конфигурации обычно приводят к высоким концентрациям СО2 на верхних тарелках и, следовательно, они более подвержены замерзанию СО2, которое создает значительные трудности для непрерывного режима работы. С другой стороны, можно уменьшать концентрацию СО2 в исходном газе до допустимого предела с помощью установок аминной очистки для удаления СО2. Однако такой вариант удаления СО2 связан со значительным увеличением стоимости и энергозатрат установок.
Чтобы обойти проблемы, связанные с замерзанием СО2 в деметанизаторе МСБ-установки. СО2 можно удалять в ректификационной колонне для ΝΟΕ. Например, в патенте США № 6182469 (автор Сатре11 и др.) описана конфигурация, в которой часть сжиженного газа на верхних тарелках деметанизатора извлекается, нагревается и возвращается в нижнюю секцию колонны для удаления и регулирования СО2. Несмотря на то, что при такой конфигурации можно удалять нежелательный СО2, по меньшей мере, до некоторой степени, эффективность фракционирования деметанизатора часто уменьшается, и при такой переработке должны применяться дополнительные фракционные тарелки, режимы работы по нагреванию и охлаждению. Еще один подход к переработке исходного газа с одновременным удалением СО2 описан в патенте США № 6516631 (автор ТгеЬЬ1е), при котором пар, отводимый из деэтанизатора, возвращается в среднюю секцию деметанизатора для удаления СО2. Такие схемы рециркуляции также мож
- 1 011523 но применять для уменьшения содержания СО2 в ЫСЬ-продукте, по меньшей мере, до некоторой степени, хотя рециркуляция пара деэтанизатора требует дополнительного сжатия, нагревания и охлаждения, что часто делает такие конфигурации экономически менее эффективными.
Поэтому были предприняты многочисленные попытки для улучшения эффективности и экономичности способов выделения и извлечения этана и более тяжелых газоконденсатных жидкостей из природного газа и других источников. Однако все или почти все из них являются относительно сложными и часто терпят неудачу в достижении экономического эффекта при высоком извлечении этана из исходных газов с высоким содержанием СО2. Следовательно, по-прежнему существует необходимость получения усовершенствованных способов и конфигураций для извлечения газоконденсатных жидкостей.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к конфигурациям и способам для производства ЫСЬ, в которых температура пара, подаваемого в деметанизатор (наиболее часто выше по потоку турбоэспандера), увеличивается путем объединения подаваемого пара с частью необработанного исходного газа. При таких конфигурациях работа подогревателя деметанизатора обеспечивается преимущественно в верхней секции, при этом устраняется замерзание диоксида углерода во время всех операций и дополнительно обеспечивается увеличение производства энергии турбоэспандером. Следует особо отметить, что такие конфигурации обеспечивают работу деметанизатора с оптимальным температурным градиентом, который приводит к требуемым характеристикам разделения, несмотря на более высокую температуру в верхней секции.
При одном из аспектов предмета изобретения установка включает в себя сепаратор исходного газа, который выполнен с возможностью разделения исходного газа на жидкую фракцию и паровую фракцию. Деметанизатор связан по текучей среде с сепаратором и выполнен с возможностью приема паровой фракции и жидкой фракции, а турбоэспандер выполнен с возможностью приема и расширения по меньшей мере части паровой фракции в положении выше по потоку деметанизатора. В таких установках байпасный контур исходного газа выполнен с возможностью того, чтобы обеспечить в положении выше по потоку деметанизатора часть исходного газа в паровой фракции в виде байпасного газа в количестве, достаточном для предотвращения замерзания диоксида углерода в деметанизаторе.
Следовательно, предпочтительные установки будут дополнительно содержать устройство управления, выполненное с возможностью регулирования потока байпасного газа в зависимости от температуры деметанизатора и/или температуры входящего потока турбоэспандера. Кроме того, в установку включен теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения еще одной части исходного газа с помощью охлажденного содержимого верхнего погона деметанизатора с образованием при этом потока флегмы для орошения деметанизатора. Без ограничения предмета изобретения обычно предпочтительно, чтобы сепаратор исходного газа был выполнен с возможностью приема байпасного газа. Также, если требуется, установка может включать в себя холодильник исходного газа, который предназначен для того, чтобы использовать низкотемпературный холод из верхней части деметанизатора для охлаждения исходного газа. Альтернативно или дополнительно можно включать второй байпас, который выполнен с возможностью применения части верхнего погона деметанизатора для резкого охлаждения при получении обедненной флегмы для орошения деметанизатора.
При еще одном аспекте предмета изобретения устройство управления включает в себя блок обработки, электронным образом связанный с множеством температурных датчиков и клапаном управления потоком, в котором множество температурных датчиков термически связано по меньшей мере с одним из потоков: потоком исходного газа, потоком байпасного газа, потоком пара из сепаратора исходного газа и деметанизатора, где клапан управления потоком связан с байпасным контуром исходного газа, который связывает по текучей среде поток исходного газа с потоком пара в сепараторе исходного газа или после него, и где блок обработки выполнен так, что при использовании клапана управления потоком скорость потока исходного газа через байпасный контур зависит от температуры, по меньшей мере, в деметанизаторе или потоке байпасного газа.
Обычно температурные датчики термически связаны с потоком байпасного газа, потоком пара из сепаратора исходного газа и деметанизатора, и/или байпасный контур предназначен для того, чтобы гидравлически связывать поток исходного газа с потоком пара в сепараторе исходного газа. Предпочтительно блок обработки выполнен с возможностью, чтобы регулировать скорость потока исходного газа через байпасный контур в зависимости от температуры в деметанизаторе и потоке байпасного газа. Во многих рассматриваемых аспектах извлечение этана из нижнего погона деметанизатора составляет по меньшей мере 80% и нижний погон содержит не более 10 мол.% диоксида углерода, более часто не более 2 мол.% и наиболее часто не более 6%.
Следовательно, при дополнительном аспекте предмета изобретения способ разделения исходного газа будет включать в себя стадию обеспечения исходного газа и разделение первой части исходного газа на паровую фракцию и жидкую фракцию. На дополнительной стадии часть паровой фракции расширяется в турбоэспандере, и подвергнутая расширению часть паровой фракции подается в деметанизатор. На еще одной стадии вторая часть исходного газа объединяется с паровой фракцией на входе деметанизатора в количестве, достаточном для уменьшения замерзания диоксида углерода в деметанизаторе.
- 2 011523
Наиболее часто рассматриваемые способы будут включать в себя стадию определения температуры паровой фракции выше по потоку деметанизатора перед объединением, паровой фракции выше по потоку деметанизатора после объединения и/или стадию определения температуры тарелки в деметанизаторе. В таких способах используется устройство управления, которое регулирует количество второй части исходного газа, которая объединяется с паровой фракцией. Поэтому байпасный контур предпочтительно предназначен для того, чтобы связывать по текучей среде поток исходного газа с потоком пара в сепараторе исходного газа. Кроме того, обычно предполагается, что блок обработки программируется таким образом, чтобы скорость потока исходного газа через байпасный контур зависела от температуры в деметанизаторе и потоке байпасного газа. Например, устройство управления можно применять для регулирования количества второй части исходного газа, которая объединяется с паровой фракцией. Кроме того, можно применять третью часть исходного газа в качестве флегмы для орошения деметанизатора, которая образуется с помощью низкотемпературного холода от верхнего погона деметанизатора.
Различные объекты, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидны из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 приведена схематическая диаграмма одной из типичных конфигураций для извлечения этана согласно предмету изобретения.
На фиг. 2 - схематическая диаграмма еще одной типичной конфигурации для извлечения этана согласно предмету изобретения.
На фиг. 3 - схематическая диаграмма дополнительной типичной конфигурации для извлечения этана согласно предмету изобретения.
На фиг. 4 - результирующая кривая для теплообменника 50 и 51 по способу извлечения этана согласно предмету изобретения.
Подробное описание изобретения
Авторы изобретения обнаружили, что высокое извлечение этана и пропана (например, по меньшей мере от 70 до 90% С2 и по меньшей мере 95% С3) можно обеспечить, если ЫСЬ-установка включает в себя байпас исходного газа, который регулирует температуру на входе турбоэспандера и/или деметанизатора для отгонки при этом содержащегося СО2 из нижней части деметанизатора. Рассматриваемые конфигурации и способы особенно предпочтительны, когда исходный газ имеет относительно высокое содержание СО2 (например, равное 2 мол.% или более), поскольку в таких конфигурациях будет также устраняться замерзание СО2.
Кроме того, в таких конфигурациях и способах преимущественно будет уменьшаться количество потребляемой энергии на сжатие газа. Если смотреть с точки зрения еще одной перспективы, следует понимать, что применение байпаса исходного газа, который связан с работой деметанизатора, будет предусматривать возможность отгонки СО2 из ЫСЬ-продукта до содержания СО2 не более 10 мол.%, более часто не более 6 мол.%, и наиболее часто не более 2 мол.%, тем самым уменьшая замерзание СО2, снижая потребление мощности и улучшая извлечение ЫСЬ.
Температура в эспандере регулируется предпочтительно путем смешения паровой фракции из сепаратора исходного газа с частью байпасного исходного газа и наиболее предпочтительно смешение осуществляется для поддержания температуры подаваемого в эспандер потока в перегретом состоянии (без образования сжиженного газа). Следует понимать, что полученная в результате более высокая температура смешанного потока (обычно приблизительно от -20 до приблизительно 50°Е) особенно предпочтительна для отгонки нежелательного СО2 в деметанизаторе, в то же время увеличивается выходная мощность эспандера, которая в свою очередь уменьшает мощность, необходимую для сжатия остаточного газа, выраженную в лошадиных силах. Если смотреть с точки зрения еще одной перспективы, рассматриваемые конфигурации можно применять для удаления СО2 из ЫСЬ до низких уровней, обычно до 6% или еще ниже, для уменьшения энергозатрат на последующую систему удаления СО2.
В отличие от этого в известных в настоящее время конфигурациях установок с эспандером исходный газ обычно резко охлаждается до низкой температуры (обычно от -20 до -50°Е), делится на две части и затем отдельно подается в теплообменник на входе деметанизатора (переохладитель) и эспандер. Следует отметить, что несмотря на то, что такие низкие температуры улучшают извлечение, они также значительно увеличивают энергозатраты способа из-за относительно более низкой выходной мощности эспандера, что в свою очередь требует более высокой мощности, выраженной в лошадиных силах, для сжатия остаточного газа. Более того, такие низкие температуры также приводят к конденсации пара СО2 внутри деметанизатора, которая имеет нежелательный эффект ускорения замерзания СО2 и увеличения содержания СО2 в ЫСЬ-продукте. Поэтому, большинство известных в настоящее время конфигураций не в состоянии уменьшать содержание СО2 в ЫСЬ до 6 мол.% или ниже без ухудшения извлечения этана.
В дополнительных предпочтительных конфигурациях резко охлажденный исходный газ делится на две части, где одна часть смешивается с байпасным исходным газом, образуя подогретый газ на входе эспандера, и где другая часть резко охлаждается паром, отводимым из верхней части деметанизатора, чтобы образовать при этом переохлажденную флегму для орошения деметанизатора. Следует учитывать, что соотношение потоков подаваемых газов можно варьировать (предпочтительно совместно с байпас
- 3 011523 ным исходным газом, регулирующим температуру на входе эспандера) для требуемого извлечения этана и удаления СО2. Следует также понимать, что увеличение потока в теплообменнике в верхней части деметанизатора увеличивает степень орошения, поэтому приводит к более высокому извлечению этана. Преимущественно, и особенно при повышенных степенях орошения, абсорбированный одновременно СО2 можно удалять с помощью увеличения байпасного потока исходного газа, который увеличивает температуру в эспандере, которая в свою очередь увеличивает температуру выходящего из эспандера потока, который повышает температуры тарелок деметанизатора до точки выше температуры замерзания СО2.
Остаточный газ из деметанизатора предпочтительно сжимается (например, с помощью компрессора, приводимого в движение эспандером исходного газа, и/или с помощью компрессора остаточного газа) до давления трубопровода, по которому газ направляется на продажу. Для еще более высокого извлечения этана (например, от 90 до 99%) необязательно часть (приблизительно от 5 до 40%) компримированного остаточного газа возвращается в деметанизатор и после переохлаждения в теплообменнике в верхней части деметанизатора будет обеспечивать еще один поток обедненной флегмы. Что касается жидкого конденсата из всасывающего барабана эспандера, особенно при переработке обогащенного газа, предпочтительно, чтобы сжиженный газ расширялся, охлаждался и подавался в деметанизатор. Применяемый здесь в следующих примерах термин «приблизительно» в сочетании с числом относится к диапазону значений такого числа, начиная от 10% ниже абсолютного значения числа до 20% выше абсолютного значения числа, включительно. Например, термин «приблизительно -100°Р» относится к диапазону от -80 до -120°Р и термин «приблизительно 1000 фунт/кв.дюйм» относится к диапазону манометрического давления от 800 до 1200 фунт/кв.дюйм.
В типичном примере исходный газ имеет относительно высокое содержание СО2 и лишен С4 и более тяжелых компонентов (например, 0,58% Ν2, 3,0% СО2, 89% С1, 7,0% С2, 0,6% С3 и 0,07% С4+ ). Одна из предпочтительных конфигураций, показанная на фиг. 1, включает в себя деметанизатор, который принимает подвергнутую расширению паровую фракцию исходного газа с отрегулированной температурой (которая представляет собой комбинацию резко охлажденного пара исходного газа и исходного газа из байпаса, с помощью которого преимущественно регулируется температура на входе эспандера). Следует отметить, что более высокая температура эспандера используется для отгонки СО2 в деметанизаторе и в то же время для одновременного устранения замерзания СО2 в колонне. Также следует понимать, что более высокая температура эспандера на входе также увеличивает выходную мощность эспандера, которая применяется для повторного запуска сопряженного таким образом компрессора. Следовательно, мощность, выраженную в лошадиных силах и предназначенную для сжатия остаточного газа, можно значительно уменьшить.
Здесь поток исходного газа 1 при 40°Р и манометрическом давлении 1250 фунт/кв.дюйм делится на поток 2 и байпасный поток 3. Поток 2 резко охлаждается в теплообменнике 51, образуя поток 5, с использованием охлажденного содержимого потока 20, отводимого сбоку деметанизатора (при этом образуется поток 21), и в то же время обеспечивается по меньшей мере часть работы ребойлера по нагреванию для отгонки из сжиженного газа деметанизатора нежелательных легких компонентов. Для еще более высокой эффективности по выбору можно применять два или более боковых вывода. Поток 5 делится на две части, поток 6 и 7, обычно при отношении потока 5 к потоку 7 приблизительно от 0,2 до 0,8.
Поток 6 смешивается с байпасным потоком 3 во всасывающем барабане 52 (сепараторе) эспандера. Предпочтительно, чтобы температура на входе эспандера регулировалась с помощью элементов 60 и 61 с обратной связью, чувствительных к температуре. По мере необходимости устранения замерзания СО2 заданное значение регулируемой температуры по выбору можно устанавливать вручную. Увеличение течения байпасного потока 3 будет увеличивать температуры входящего и выходящего из эспандера потока и, следовательно, увеличивать температуры тарелок деметанизатора, при этом увеличивая отгонку СО2 из ΝΟΤ и в то же время, устраняя замерзание СО2. Более высокие температуры на входе эспандера также имеют дополнительные преимущества, касающиеся увеличения выходной мощности эспандера, которая преимущественно уменьшает энергозатраты в целом. Поток 8, который обычно поддерживается приблизительно при температуре от -20 до 50°Р расширяется в эспандере 54 до манометрического давления приблизительно 510 фунт/кв.дюйм, образуя поток 9 обычно при -90°Р, который подается на верхние тарелки деметанизатора 57. Поток 7 резко охлаждается в теплообменнике 50 на входе деметанизатора приблизительно до -100°Р с помощью низкотемпературного содержимого потока пара 13, отводимого из верхней части деметанизатора. Образованный таким образом резко охлажденный поток 10 затем подвергается дроссельному расширению (1Т-расширению) в клапане 56 с образованием потока 11, который подается в верхнюю часть деметанизатора 57. Жидкая фракция 18 из барабана 52 расширяется через ТТклапан 55 с образованием потока 19, который затем подается в деметанизатор 57.
Колонна деметанизатора 57 нагревается теплом от потока исходного газа 2 и нижнего ребойлера 58 (например, с помощью внешнего тепла или тепла от компримированного остаточного газа) с регулированием при этом содержания метана в нижнем погоне до заданного количества (обычно 2 мас..% или менее). Деметанизатор 57 производит поток пара 13, отводимый из верхней части приблизительно при 125°Р и манометрическом давлении 510 фунт/кв.дюйм, и нижний поток 12 приблизительно при 50°Р и
- 4 011523 манометрическом давлении 515 фунт/кв.дюйм. Пар 13, отводимый из верхней части, предпочтительно применяется для обеспечения охлаждения исходного газа в теплообменнике 50 и затем повторного сжатия с помощью компрессора 53 (в виде потока 14), который приводится в движение эспандером 54 с образованием потока 31 приблизительно при 45°Е и манометрическом давлении 600 фунт/кв.дюйм. Поток 31 дополнительно сжимается компрессором 59 остаточного газа с образованием потока 16 при манометрическом давлении 1260 фунт/кв.дюйм и 150°Е, который обычно охлаждается с помощью внешнего холодильника 60 с образованием потока остаточного газа 17.
Высокую тепловую эффективность рассматриваемых способов и конфигураций легко можно понять из результирующей кривой теплообменников 50 и 51, приведенной на фиг. 4. Здесь полностью параллельные кривые теплосодержания и хорошее температурное приближение между кривыми нагревания и охлаждения для рассматриваемых конфигураций с помощью простого, по существу, приближения указывают на минимизацию термодинамических потерь и, следовательно, на исключительно высокую термодинамическую эффективность.
При альтернативных аспектах и особенно, когда исходный газ содержит относительно большие количества компонентов С3+ (например, приблизительно от 2,0 до 6,0% С3+), можно обеспечивать дополнительное резкое охлаждение исходного газа, как показано на фиг. 2. Здесь поток остаточного газа 14 обеспечивает охлаждение исходного газа 2 в теплообменнике 51 с образованием потока 30 перед повторным сжатием с помощью компрессора 53. Такую конфигурацию можно преимущественно применять для обеспечения дополнительного резкого охлаждения исходного газа, когда исходный газ содержит более высокую концентрацию компонентов С3+. Другие рабочие параметры и конфигурации устройств остальных компонентов способа, показанного на фиг. 2, аналогичны ранее описанной на фиг. 1 конфигурации, и что касается остальных компонентов и нумерации, применяются те же самые номера и принципы, которые применялись выше на фиг. 1.
На фиг. 3 показана еще одна конфигурация, которую можно использовать, чтобы опять же дополнительно увеличить уровень извлечения этана до 99% (и еще выше). Здесь поток обедненной флегмы 40 образуется из выходящего потока остаточного газа, который резко охлаждается в теплообменнике 51 с образованием потока 41 и в теплообменнике 50 с образованием потока 42, подвергаемого ТТрасширению перед подачей в верхнюю часть деметанизатора через ТТ-клапан 62, с образованием потока 43. Такие конфигурации также можно применять, чтобы обеспечить дополнительное резкое охлаждение, когда исходный газ содержит более высокую концентрацию С3+ более тяжелых компонентов (например, приблизительно от 2,0 до 6,0% и еще выше). Как и раньше, рабочие параметры и конфигурации устройств остальных компонентов способа, показанного на фиг. 3, аналогичны конфигурациям, описанным выше на фиг. 1, и что касается остальных компонентов и нумерации, для аналогичных номеров применяются те же самые принципы, что и на фиг. 1 и 2.
Что касается потоков подходящего исходного газа, обычно считается, что подходят потоки различного исходного газа, а потоки особенно подходящего исходного газа включают в себя углеводороды различной молекулярной массы и с различным молярным составом. Следовательно среди других рассматриваемых исходных газов, особенно предпочтительным является обработанный и необработанный природный газ. Поэтому молекулярная масса углеводородов в рассматриваемых исходных газах будет изменяться значительно.
Однако обычно предпочтительно, чтобы поток исходного газа преимущественно включал в себя (например, по меньшей мере 90% и более часто по меньшей мере 95%) С1-С6-углеводороды, СО2, азот и другие углеводородные и неуглеводородные компоненты. Содержание углеводородов может дополнительно существенно варьироваться, хотя обычно предпочтительно, чтобы исходный газ включал в себя по меньшей мере 80% метановых компонентов, более часто по меньшей мере 85% метановых компонентов и наиболее часто от 85 до 95% метановых компонентов. Компоненты С2 обычно будут присутствовать в диапазоне приблизительно от 1 до приблизительно 10% и более часто в диапазоне приблизительно от 3 до приблизительно 8%, в то время как компоненты С3 обычно будут присутствовать в диапазоне приблизительно от 1 до приблизительно 6% (и в некоторых случаях даже больше). Более тяжелые углеводороды (т.е. компоненты С4+) предпочтительно будут присутствовать в количестве менее 3%, более часто менее 1% и наиболее часто менее 0,5%.
Потоки подходящего исходного газа также могут содержать один или несколько кислотных газов и, в частности, рассматриваемые кислотные газы включают в себя диоксид углерода и сероводород. Считается, что исходный газ может быть необработанным (например, когда исходный газ имеет состав, аналогичный или идентичный требуемому химическому составу) или что исходный газ может быть обработанным различными способами. Например, рассматриваемые исходные газы можно подвергать обработке для удаления по меньшей мере некоторой части кислотного газа, части С4+ и/или воды. Следовательно подходящие источники исходного газа включают в себя производство попутного газа, производство непопутного газа, резервуары для хранения газа, производство газа при добыче нефти вторичным методом, заводы по переработке природного газа и производство трубопроводного газа высокого давления, где производятся значительные количества метана и других углеводородов. Следует понимать, что в зависимости от источника исходного газа, давление исходного газа может значительно изменяться. На
- 5 011523 пример, давление исходного газа может быть равным давлению трубопроводного газа (например, приблизительно 1000-1400 фунт/кв.дюйм) или еще более высоким. При альтернативных, менее предпочтительных аспектах манометрическое давление исходного газа может также составлять приблизительно от 500 до 1000 фунтов/кв. дюйм, и при еще менее предпочтительных аспектах манометрическое давление исходного газа составляет от 500 до 50 фунт/кв.дюйм (или еще ниже). Следовательно, также рассматриваются вспомогательные компрессорные установки, повышающие давление исходного газа, или компрессоры.
Наиболее часто исходный газ в рассматриваемых установках будет находиться при температуре приблизительно от 20 до приблизительно 60°Е и поэтому перед введением в сепаратор и/или деметанизатор (в виде потока флегмы) нуждается в охлаждении в холодильнике исходного газа до температуры приблизительно от -10 до приблизительно -100°Е. Например, для дополнительного увеличения извлечения этана и более тяжелых компонентов охлаждение исходного газа можно осуществлять с помощью низкотемпературного содержимого верхнего погона деметанизатора (до или после повторного сжатия) и/или с помощью других источников низкотемпературного содержимого внутренней или внешней установки. Следовательно, в зависимости от конкретной температуры исходного газа и/или охлаждения исходного газа байпасный поток можно непосредственно или косвенно применять для регулирования температуры паровой фракции на входе деметанизатора. Например, байпасный поток можно смешивать с паровой фракцией резко охлажденного исходного газа в сепараторе, который расположен после холодильника исходного газа, или можно объединять с паровой фракцией, покидающей сепаратор. Альтернативно, байпасный поток также можно объединять с подвергнутой расширению паровой фракцией до колонны деметанизатора или вблизи колонны деметанизатора. Для менее предпочтительных конфигураций считается, что байпасный поток также можно резко охлаждать или нагревать, обычно с помощью низкотемпературного содержимого или тепла от компонента внутри установки.
Следует понимать, что для применения совместно с представленными здесь описаниями подходящими обычно считаются все способы объединения байпасного потока с паровой фракцией. Однако при предпочтительных аспектах байпасный поток объединяется в сепараторе, расположенном на входе турбоэспандера. Наиболее часто скорость потока газа в байпасном потоке будет регулироваться с помощью регулирующего блока, который запрограммирован или иным образом предназначен для регулирования течения байпасного потока в зависимости от температуры деметанизатора (обычно измеряемой на верхних тарелках) и/или объединенного потока, который подается в турбоэспандер. Следовательно, многочисленные температурные датчики обычно будут связаны с регулирующим блоком. Альтернативно, температуру потока пара на входе турбоэспандера и/или деметанизатора также можно регулировать путем теплообмена с подогревателем или теплоносителем и, следовательно, байпасный поток можно уменьшать или даже полностью исключать.
В дополнительных предпочтительных конфигурациях и способах байпасный поток смешивается с частью резко охлажденного пара из исходного потока перед подачей в турбоэспандер, чтобы обеспечить регулирование температуры подаваемого в эспандер материала. Смешанный поток, предназначенный для подачи в турбоэспандер, затем подается в турбоэспандер и, следовательно, подается в деметанизатор, где остальная часть резко охлажденного исходного газа дополнительно охлаждается предпочтительно с помощью низкотемпературного содержимого верхнего погона деметанизатора и затем перед введением в верхнюю секцию абсорбера в виде потока флегмы в ней с помощью ТТ-клапана снижается давление. Особо подходящие устройства включают в себя клапаны Джоуля-Томсона, однако все другие известные устройства и способы для уменьшения давления также считаются подходящими для применения здесь. Например, подходящие альтернативные устройства могут включать в себя турбины с приводом для получения мощности и устройства с расширяющимися соплами.
Что касается паровых фракций в рассматриваемых конфигурациях и способах, следует учитывать, что паровая фракция для орошения (например, часть резко охлажденного исходного газа) перед тем, как применяется в виде флегмы в колонне, подается в теплообменник, в котором охлаждается и конденсируется с помощью пара, отводимого из верхней части деметанизатора. Кроме того, предпочтительно, чтобы верхний погон колонны мог действовать в качестве охладителя по меньшей мере в одном и предпочтительно по меньшей мере в двух теплообменниках, в которых верхний погон деметанизатора охлаждает по меньшей мере часть исходного газа и/или выделенной паровой фракции. Подходящие типы колонн могут изменяться в зависимости от конкретных конфигураций, однако, обычно предпочтительно, чтобы колонна представляла собой колонну тарельчатого типа или насадочного типа.
Следует особо учитывать, что исходный газ в рассматриваемых конфигурациях резко охлаждается, обеспечивая переохлажденный сжиженный газ в виде флегмы, и что подаваемый на входе эспандера материал регулирует замерзание СО2 в колонне. Поэтому следует понимать, что требования к охлаждению колонны, по меньшей мере, частично обеспечиваются потоками флегмы и что извлечение С2/С3 значительно улучшается при использовании дополнительного потока обедненной флегмы от рециркуляции остаточного газа. Применяя рассматриваемые конфигурации, можно эффективно уменьшать содержание СО2 в ΝΟΕ-продуктах до более низких уровней (например, уменьшать на 20-90% и более часто на 4080%). Что касается извлечения С2, считается, что когда применяется рециркуляция остаточного газа, та
- 6 011523 кие конфигурации обеспечивают извлечение по меньшей мере 70%, более часто по меньшей мере 80% и наиболее часто по меньшей мере 95%, в то же время считается, что извлечение С3 будет составлять по меньшей мере 90% и более часто по меньшей мере 95%. Дополнительные аспекты и перспективы конфигураций и способов для обработки газа описаны в находящихся на одновременном рассмотрении международных заявках на патент тех же авторов с номерами публикации \УО 2005/075056 и \УО 2003/100334, обе из которых включены здесь путем ссылки.
Таким образом, описаны конкретные варианты осуществления и применения извлечения ИСЬ. Однако специалисту в данной области должно быть очевидно, что возможно немало модификаций, кроме тех, что уже описаны, не выходящих за пределы представленных здесь идей изобретения. Следовательно, предмет изобретения не должен ограничиваться, за исключением сущности прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, при интерпретации как описания, так и формулы изобретения все термины должны интерпретироваться насколько возможно широким образом в соответствии с контекстом. В частности, термины «содержит» и «содержащий» должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям неисключительным образом, указывая на то, что упомянутые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать или использоваться или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, которые конкретно не упоминаются. Кроме того, когда определение или применение термина в ссылке, которая включена здесь путем ссылки, является не соответствующим или противоположным определению такого термина, данному здесь, применяется определение такого термина, которое приведено здесь, а определение такого термина, как в ссылке, не применяется.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащая теплообменник исходного газа, который выполнен с возможностью приема и охлаждения исходного газа с содержанием диоксида углерода по меньшей мере 2 мол.% с образованием при этом охлажденного исходного газа;
    сепаратор исходного газа, связанный по потоку охлажденного исходного газа с теплообменником и выполненный с возможностью разделения исходного газа на жидкую фракцию и паровую фракцию;
    деметанизатор, связанный по текучей среде с сепаратором и выполненный с возможностью приема паровой фракции и жидкой фракции;
    турбоэспандер, выполненный с возможностью приема и расширения по меньшей мере части паровой фракции в положении выше по потоку деметанизатора; и байпасный контур исходного газа, который выполнен с возможностью обеспечения части исходного газа от положения выше по потоку теплообменника исходного газа в виде байпасного газа для паровой фракции выше по потоку деметанизатора в количестве, достаточном для предотвращения замерзания диоксида углерода в деметанизаторе и для уменьшения содержания диоксида углерода в нижнем погоне деметанизатора.
  2. 2. Установка по п.1, дополнительно содержащая устройство управления, которое выполнено с возможностью регулирования потока байпасного газа в зависимости от температуры деметанизатора и/или температуры входящего потока турбоэспандера.
  3. 3. Установка по п.1, дополнительно содержащая средство для разделения потока охлажденного исходного газа на первый поток, направленный к сепаратору, и второй поток, и второй теплообменник, который выполнен с возможностью охлаждения второго потока, используя охлажденное содержимое верхнего погона деметанизатора с образованием при этом потока флегмы деметанизатора.
  4. 4. Установка по п.1, в которой сепаратор исходного газа предназначен для приема байпасного газа.
  5. 5. Установка по п.1, дополнительно содержащая охладитель исходного газа, который выполнен с возможностью использования охлажденного содержимого верхней части деметанизатора для охлаждения по меньшей мере части исходного газа.
  6. 6. Установка по п.1, дополнительно содержащая второй байпас, который выполнен с возможностью применения резкого охлаждения с помощью по меньшей мере части верхнего погона деметанизатора для образования флегмы деметанизатора.
  7. 7. Устройство управления установкой для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащее блок обработки, электронным образом связанный с множеством температурных датчиков, и клапан управления потоком;
    причем множество температурных датчиков термически связано по меньшей мере с одним из потоков: потоком исходного газа, потоком байпасного газа, потоком пара сепаратора исходного газа и деметанизатора;
    при этом клапан управления потоком связан с байпасным контуром исходного газа, который связывает по текучей среде поток исходного газа с потоком пара в сепараторе исходного газа или ниже по потоку сепаратора исходного газа; и причем блок обработки выполнен так, что при использовании клапана управления потоком скорость потока исходного газа через байпасный контур зависит от температуры деметанизатора и/или по
    - 7 011523 тока байпасного газа.
  8. 8. Устройство управления по п.7, в котором множество температурных датчиков термически связано с потоком байпасного газа, потоком пара сепаратора исходного газа и деметанизатора.
  9. 9. Устройство управления по п.7, в котором байпасный контур выполнен для связывания по текучей среде потока исходного газа с потоком пара в сепараторе исходного газа.
  10. 10. Устройство управления по п.7, в котором блок обработки выполнен так, что скорость потока исходного газа через байпасный контур определяется температурой в деметанизаторе и потоке байпасного газа.
  11. 11. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей из исходного газа, в котором разделяют исходный газ с содержанием диоксида углерода по меньшей мере 2 мол.% на две части, охлаждают первую часть исходного газа в теплообменнике и разделяют первую часть охлажденного исходного газа на паровую фракцию и жидкую фракцию;
    расширяют паровую фракцию в турбоэспандере и подают в деметанизатор;
    объединяют вторую часть исходного газа с паровой фракцией выше по потоку деметанизатора в количестве, достаточном для исключения замерзания диоксида углерода в деметанизаторе.
  12. 12. Способ по п.11, в котором измеряют температуру по меньшей мере одной из паровых фракций: паровой фракции выше по потоку деметанизатора перед объединением, паровой фракции выше по потоку деметанизатора после объединения и на тарелке в деметанизаторе.
  13. 13. Способ по п.12, в котором регулируют количество второй части исходного газа, которую объединяют с паровой фракцией с использованием устройства управления.
  14. 14. Способ по п.11, в котором охлаждают вторую часть охлажденного исходного газа с помощью охлажденного содержимого из верхнего погона деметанизатора с образованием при этом флегмы деметанизатора.
  15. 15. Способ по п.11, в котором верхний погон деметанизатора используют для охлаждения исходного газа.
  16. 16. Способ по п.11, в котором часть верхнего погона деметанизатора используют для охлаждения исходного газа, чтобы образовать поток обедненной флегмы для деметанизатора.
  17. 17. Способ по п.11, в котором деметанизатор производит нижний погон в виде газоконденсатных жидкостей (ЫСЬ) и в котором по меньшей мере 80% этана исходного газа извлекают в нижнем погоне.
  18. 18. Способ по п.11, в котором в деметанизаторе производится нижний погон в виде ЫСЬ и в котором содержание диоксида углерода в ЫСЬ-продукте составляет не более 10 мол.%.
EA200800416A 2005-07-25 2006-07-20 Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации EA011523B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US70251605P 2005-07-25 2005-07-25
PCT/US2006/028471 WO2007014069A2 (en) 2005-07-25 2006-07-20 Ngl recovery methods and configurations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800416A1 EA200800416A1 (ru) 2008-06-30
EA011523B1 true EA011523B1 (ru) 2009-04-28

Family

ID=37683843

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800416A EA011523B1 (ru) 2005-07-25 2006-07-20 Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9410737B2 (ru)
EP (1) EP1907777A2 (ru)
AU (1) AU2006272800B2 (ru)
CA (1) CA2616450C (ru)
EA (1) EA011523B1 (ru)
MX (1) MX2008000718A (ru)
WO (1) WO2007014069A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2727505C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-22 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации магистрального газа по технологии нтдр (варианты)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2185878A1 (en) 2007-08-14 2010-05-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for improved natural gas liquids recovery
US9243842B2 (en) * 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
WO2012075266A2 (en) 2010-12-01 2012-06-07 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
FR2969745B1 (fr) * 2010-12-27 2013-01-25 Technip France Procede de production d'un courant riche en methane et d'un courant riche en hydrocarbures en c2+ et installation associee.
WO2012177749A2 (en) 2011-06-20 2012-12-27 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for retrofitting an ngl recovery plant
WO2013083156A1 (en) 2011-12-05 2013-06-13 Blue Wave Co S.A. Scavenging system
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US20140260421A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Ipsi L.L.C Systems and Methods for Enhanced Recovery of NGL Hydrocarbons
WO2014151908A1 (en) 2013-03-14 2014-09-25 Fluor Technologies Corporation Flexible ngl recovery methods and configurations
CN103438661A (zh) * 2013-08-30 2013-12-11 北京麦科直通石化工程设计有限公司 一种低能耗的新型天然气液化工艺
FR3012150B1 (fr) 2013-10-23 2016-09-02 Technip France Procede de fractionnement d'un courant de gaz craque, mettant en oeuvre un courant de recycle intermediaire, et installation associee
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US10017701B2 (en) 2014-06-02 2018-07-10 Aspen Engineering Services, Llc Flare elimination process and methods of use
EP3040405A1 (en) 2014-12-30 2016-07-06 Technip France Method for improving propylene recovery from fluid catalytic cracker unit
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
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
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
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
EP4031822A1 (en) * 2019-09-19 2022-07-27 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021247713A1 (en) * 2020-06-03 2021-12-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Gas stream component removal system and method
RU2770377C2 (ru) * 2020-10-09 2022-04-15 Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" Установка комплексной подготовки природного газа путем низкотемпературной конденсации

Citations (8)

* 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
US4322225A (en) * 1980-11-04 1982-03-30 Phillips Petroleum Company Natural gas processing
US4456461A (en) * 1982-09-09 1984-06-26 Phillips Petroleum Company Separation of low boiling constituents from a mixed gas
US5992175A (en) * 1997-12-08 1999-11-30 Ipsi Llc Enhanced NGL recovery processes
US6237365B1 (en) * 1998-01-20 2001-05-29 Transcanada Energy Ltd. Apparatus for and method of separating a hydrocarbon gas into two fractions and a method of retrofitting an existing cryogenic apparatus
US6354105B1 (en) * 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6564580B2 (en) * 2001-06-29 2003-05-20 Exxonmobil Upstream Research Company Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from methane-rich pressurized liquid mixture

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3355901A (en) * 1964-08-10 1967-12-05 Air Reduction Control of degree of superheat in expansion engine exhaust
US3595782A (en) * 1968-12-05 1971-07-27 Fluor Corp Method for separating crabon dioxide from hydrocarbons
US3793157A (en) * 1971-03-24 1974-02-19 Phillips Petroleum Co Method for separating a multicomponent feedstream
US4278457A (en) * 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4854955A (en) * 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
FR2817766B1 (fr) * 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6554105B2 (en) * 2001-02-05 2003-04-29 E. F. Bavis & Associates, Inc. Conveyor system with stabilized carrier
US6516631B1 (en) * 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing
US7484385B2 (en) * 2003-01-16 2009-02-03 Lummus Technology Inc. Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process
CN100565061C (zh) 2003-10-30 2009-12-02 弗劳尔科技公司 柔性液态天然气工艺和方法

Patent Citations (8)

* 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
US4322225A (en) * 1980-11-04 1982-03-30 Phillips Petroleum Company Natural gas processing
US4456461A (en) * 1982-09-09 1984-06-26 Phillips Petroleum Company Separation of low boiling constituents from a mixed gas
US5992175A (en) * 1997-12-08 1999-11-30 Ipsi Llc Enhanced NGL recovery processes
US6237365B1 (en) * 1998-01-20 2001-05-29 Transcanada Energy Ltd. Apparatus for and method of separating a hydrocarbon gas into two fractions and a method of retrofitting an existing cryogenic apparatus
US6354105B1 (en) * 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6564580B2 (en) * 2001-06-29 2003-05-20 Exxonmobil Upstream Research Company Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from methane-rich pressurized liquid mixture

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2727505C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-22 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации магистрального газа по технологии нтдр (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
MX2008000718A (es) 2008-03-19
EA200800416A1 (ru) 2008-06-30
US20100043488A1 (en) 2010-02-25
EP1907777A2 (en) 2008-04-09
WO2007014069A2 (en) 2007-02-01
AU2006272800B2 (en) 2009-08-27
WO2007014069A3 (en) 2007-05-10
CA2616450C (en) 2011-07-12
US9410737B2 (en) 2016-08-09
AU2006272800A1 (en) 2007-02-01
CA2616450A1 (en) 2007-02-01
WO2007014069B1 (en) 2007-06-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA011523B1 (ru) Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации
JP5997798B2 (ja) 等圧開放冷凍天然ガス液回収による窒素除去
US6758060B2 (en) Separating nitrogen from methane in the production of LNG
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
AU2002308679B2 (en) Configuration and process for NGL recovery using a subcooled absorption reflux process
CA2773157C (en) Hydrocarbon gas processing
US4504295A (en) Nitrogen rejection from natural gas integrated with NGL recovery
US8752401B2 (en) Method for producing a flow which is rich in methane and a cut which is rich in C2+ hydrocarbons from a flow of feed natural gas and an associated installation
US20020095062A1 (en) Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation
EA014452B1 (ru) Способы и установка для извлечения газоконденсатных жидкостей
NO158478B (no) Fremgangsmaate for separering av nitrogen fra naturgass.
US9920986B2 (en) Configurations and methods for nitrogen rejection, LNG and NGL production from high nitrogen feed gases
US20230021328A1 (en) Hydrocarbon gas processing
US11448461B2 (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 RU