EA012249B1 - Установка и способ отделения газового конденсата из смесей углеводородов высокого давления - Google Patents

Установка и способ отделения газового конденсата из смесей углеводородов высокого давления Download PDF

Info

Publication number
EA012249B1
EA012249B1 EA200700230A EA200700230A EA012249B1 EA 012249 B1 EA012249 B1 EA 012249B1 EA 200700230 A EA200700230 A EA 200700230A EA 200700230 A EA200700230 A EA 200700230A EA 012249 B1 EA012249 B1 EA 012249B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
separation unit
lighter components
mixture
compressed
downstream
Prior art date
Application number
EA200700230A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700230A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
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 EA200700230A1 publication Critical patent/EA200700230A1/ru
Publication of EA012249B1 publication Critical patent/EA012249B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/12—Liquefied petroleum gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption

Landscapes

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

Abstract

Установка для получения газового конденсата включает множество блоков разделения, в которых Си/или Си более легкие компоненты отпаривают от питания сепараторов, используя компримированный нагретый отпаривающий пар, продуцируемый из питания соответствующих последующих блоков разделения, что существенно снижает расходы на нагревание и охлаждение путем использования бросового тепла от выходных потоков компрессоров в процессах разделения. Кроме того, многостадийное фракционирование согласно предмету изобретения обеспечивает повышенное извлечение газового конденсата при пониженных энергетических затратах. Изобретение также относится к соответствующему способу получения газового конденсата.

Description

Областью изобретения является переработка газа, в частности отделение газового конденсата (преимущественно углеводородов С4 и выше) от парогазовой смеси высокого давления.
Предпосылки создания изобретения
Переработка углеводородных смесей из трубопроводов газ-жидкость высокого давления (например, из трубопровода плотной фазы или флюида из устья скважины) часто является проблематичной, в особенности там, где такие смеси содержат относительно большие количества С3, С4 и более тяжелых компонентов (например, от 20 до 40 мол.%). Кроме прочего, все или почти все из известных в настоящее время установок и способов требуют существенных количеств энергии для различных процессов нагрева и охлаждения, и по меньшей мере некоторые из известных способов имеют относительно низкие уровни извлечения С3, С4 и более тяжелых компонентов.
Например, типичная известная установка для переработки углеводородных смесей высокого давления описана в И8 Ра1. № 4702819 8йатта с1 а1. Здесь относительно высокие степени извлечения С3 и С4+ достигаются при использовании внешнего охлаждения (обычно, охлаждения пропаном) и нагрева. Хотя такие установки предусматривают, по меньшей мере, до некоторой степени желаемые уровни извлечения С3 и С4+, эффективная работа обычно лимитируется температурами ниже температуры окружающей среды. Кроме того, многочисленные теплообменники и колонны необходимы для обеспечения теплового баланса. В другой известной установке, как приведенная в примере в И8 Ра1. № 4462813 (Мау с1 а1.), многоступенчатый компрессор соединен с устьем скважины, холодильной установкой и сепараторами. Подобно установке 8йатта, установка Мау имеет тенденцию к заметному снижению эффективности и росту энергоемкости, когда углеводородные смеси включают значительные количества компонентов С3 и С4+.
В еще одних известных примерах, как описанные в Не 33408 и И8 Ра1. № 4507133 (Кйаи с1 а1.), паровой поток из деэтанизатора охлаждают до ожижения и вводят в контакт с паровой фазой потока углеводородного сырья, чтобы отделить пары метана, этана и пропана от сырья. Подобным образом, как описано в И8 Ра1. № 6658893 (Меа1еу), сырьевой газ охлаждают, чтобы ожижить более тяжелые компоненты и по меньшей мере часть С2 и более легких компонентов. Последующие стадии конденсации и абсорбции обеспечивают высокое извлечение компонентов С3 и С4+. Такие способы обычно делают возможным высокие выходы С3 и С4+, однако, требуют существенных затрат энергии для охлаждения и перекачки жидкостей.
Альтернативно, может быть применен абсорбер перед расширителем, где охлажденные паровые потоки из абсорбера объединяются с охлажденным и дросселированным паровым потоком после дистилляционной колонны, как описано 8огепкеи'ом в И8 Ра1. № 5685170. Хотя такие установки выгодно используют давление сырьевого газа, должен быть установлен блок дегидратации газа для операции криогенного дросселирования, и остаточный газ на таких установках требует повторного компремирования, что сводит на нет любую экономию затрат или энергии.
Таким образом, хотя известны многочисленные установки и способы отделения углеводородов газового конденсата, все или почти все из них страдают одним или несколькими недостатками. Поэтому все еще имеется потребность в усовершенствованных установках и способах отделения газового конденсата и, в особенности, отделения газового конденсата от углеводородных смесей высокого давления.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на установки и способы извлечения газового конденсата из углеводородсодержащих потоков, в особенности, когда такие потоки имеют относительно высокое давление. Термин газовый конденсат, как он использован здесь, относится к углеводородной фракции, которая включает С4 и более тяжелые компоненты и которая может дополнительно включать малую долю С3 (например, обычно менее 3%, более типично менее 2% и наиболее типично менее 1%). Наиболее предпочтительно газовый конденсат отделяют в серии блоков сепарации, в которых С2, С3 и более легкие компоненты отпаривают, используя горячий компремированный отгоняющий пар, обычно получаемый как горячий выходной поток компрессора из парового продукта, расположенного ниже по ходу блока сепарации.
В одном аспекте предмета изобретения установка производства газового конденсата имеет блок разделения, который предназначен для получения сырья, включающего С2 и более легкие компоненты и С3, С4 и более тяжелые компоненты, где блок разделения спроектирован так, чтобы работать при параметрах, которые делают возможным отпарку С2 и/или С3 и более легких компонентов от сырья с использованием горячего компремированного рециклового потока, включающего С2 и/или С3 и более легкие компоненты.
Предпочтительно рецикловый поток образуют во втором блоке разделения, следующим за блоком разделения, и по меньшей мере один из блока разделения и второго блока разделения представляет собой сепаратор пар-жидкость. Далее обычно является предпочтительным, чтобы рецикловый поток, вклю
- 1 012249 чающий С2 и/или С3 и более легкие компоненты, находился в виде пара и был сжат до давления, при котором работает блок разделения, где блок разделения скомпонован так, чтобы получать рецикловый поток, включающий С2 и/или С3 и более легкие компоненты, как поток, отдельный от сырья.
Если требуется, рассматриваемые установки дополнительно включают второй блок разделения, связанный потоками с блоком разделения так, что второй блок разделения принимает жидкий продукт из блока разделения, и где второй блок разделения дополнительно спроектирован для получения рециклового потока. В таких установках предпочтительно, чтобы второй блок разделения был спроектирован для образования рециклового потока отпаркой жидких продуктов компремированным паром, обогащенным С2 и/или С3 и более легкими компонентами.
Таким образом, во втором аспекте предмета изобретения установка производства газового конденсата должна иметь множество блоков разделения, связанных друг с другом так, что компремированный паровой продукт, расположенный ниже по ходу блока разделения, отпаривает С2 и/или С3 и более легкие компоненты от сырья, расположенного выше по ходу блока разделения, чтобы тем самым образовать жидкий продукт, включающий преимущественно (>96%) С4 и более тяжелые компоненты. Жидкий продукт, образовавшийся в расположенном выше по ходу блоке разделения, предпочтительно подают в расположенный ниже по ходу блок разделения в качестве питания, и расположенный выше по ходу блок разделения включает парожидкостной сепаратор высокого давления.
Рассматриваемые установки должны обычно включать блок смешения, предназначенный для того, чтобы сделать возможным смешение компремированного парового продукта и сырья перед входом в расположенный выше по ходу блок разделения. Подходящие расположенные ниже по ходу блоки разделения включают парожидкостной сепаратор (обычно предназначенный для приема смеси жидкого продукта и компремированного пара, обогащенного С2 и более легкими компонентами) или фракционирующую колонну (обычно предназначенную для жидкого продукта в качестве питания и компремированного пара, обогащенного С2 и более легкими компонентами, в качестве отгоняющего пара).
Следовательно, способ получения газового конденсата будет включать стадию, на которой С2 и/или С3 и более легкие компоненты отделяют от второго питания в расположенном ниже по ходу блоке разделения, чтобы в результате образовать жидкий продукт, включающий преимущественно С4 и более тяжелые компоненты. На другой стадии выделенные С2 и/или С3 и более легкие компоненты компремируют, и на еще одной стадии наиболее типично горячие компремированные выделенные С2 и/или С3 и более легкие компоненты применяют для отпарки С2 и/или С3 и более легких компонентов от первого питания в расположенном выше по ходу блоке разделения, чтобы в результате образовать второе питание.
Различные цели, характерные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными из последующего подробного описания предпочтительных осуществлений изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 (прототип) является схематичным изображением типичной известной установки извлечения газового конденсата;
фиг. 2 является схематичным изображением одной типичной установки извлечения газового конденсата согласно предмету изобретения;
фиг. 3 является схематичным изображением другой типичной установки извлечения газового конденсата согласно предмету изобретения.
Подробное описание изобретения
Авторы изобретения неожиданно обнаружили, что газовый конденсат может быть извлечен из различного углеводородного сырья и, в особенности, из углеводородного сырья высокого давления на установке, которая использует энергию, содержащуюся в давлении для охлаждения и нагрева, содержащуюся в горячих продуктах нагнетания компрессоров (преимущественно включающих С2 и/или С3 и более легкие компоненты) для отпарки более легких компонентов из газового конденсата. Такая интеграция выгодно устраняет необходимость воздушного холодильника на нагнетательной стороне компрессора, а также парового нагревателя, которые иначе требуются в известных в настоящее время установках. Кроме того, конкретные предлагаемые установки могут также включать двойные фракционирующие колонны для дополнительного улучшения извлечения газового конденсата.
Предпочтительно газовый конденсат извлекают из углеводородной смеси высокого давления (по меньшей мере 3447379,54 Па (500 рйд). более предпочтительно по меньшей мере 4826331,36 Па (700 р81д) и наиболее предпочтительно по меньшей мере 6894759,09 Па (1000 ρ§ί§)) таким образом, при котором газообразные и жидкие углеводороды выделяются из смеси в три стадии разделения и при котором горячий паровой выход из компрессоров используют в качестве отпаривающей среды. Обычно предлагаемые установки должны включать сепаратор высокого давления в качестве первой ступени и две фракционирующие колонны в качестве второй и третьей ступеней, которые используют горячий пар нагнетания компрессоров в качестве отпаривающей среды. В таких установках обычно предпочтительно, чтобы горячий пар с нагнетания второй ступени компрессора сначала смешивался с сырьевым газом в сепараторе высокого давления (где удаляют более легкие компоненты [С2, С3 и более легкие]), чтобы в результате получить жидкость, богатую компонентами С4+. Эта жидкость далее после сброса давления
- 2 012249 подается в первую фракционирующую колонну, где горячий пар с первой ступени нагнетания компрессора отпаривает более легкие компоненты (С2 и более легкие), чтобы получить в результате кубовую жидкость, богатую компонентами С4+. Полученную таким образом кубовую жидкость после дополнительного сброса давления подают во вторую фракционирующую колонну, где используют один или несколько ребойлеров, чтобы удалить остаточные С2, С3 и более легкие компоненты, чтобы получить в результате кубовый продукт, в котором исчерпаны нежелательные более легкие компоненты.
Должно быть особенно ясно, что предлагаемые установки в сравнении с известными до сих пор установками и способами обеспечивают значительное снижение расходов на нагрев и охлаждение путем использования излишнего тепла от выходов с нагнетания компрессоров, которое обычно отводят, используя внешнее охлаждение. Таким образом, при использовании излишней энергии для нагрева жидкого питания, внешний источник тепла может быть исключен. Более того, поскольку выход с нагнетания компрессора не нуждается в дополнительном охлаждении, необходимость в воздушных холодильниках для потоков с нагнетания компрессоров также отпадает. Далее система двухступенчатого фракционирования дает неожиданные результаты, поскольку она значительно повышает суммарное извлечение газового конденсата при меньшем числе единиц оборудования и без использования внешнего охлаждения. Следует также признать, что предлагаемые установки и способы могут быть применены и к жидким при нормальных условиях, и к газообразным при нормальных условиях углеводородам и особенно хорошо подходят для получения сжиженного нефтяного газа С3-С4+ при разделении газа нефтепереработки или удаления жидкостей из природного газа. Далее указывается, что при отделении газообразных при нормальных условиях углеводородов поток сырьевого газа может содержать значительные количества И28, диоксида углерода или азота, являющихся результатом подачи этих газов в скважину (например, для улучшения извлечения нефти), который также может быть выгодно переработан без отрицательного влияния на работу предлагаемых установок. При обычной работе углеводородное сырье должно быть под давлением от примерно 7584235 Па (1100 рмд) до 9652662,72 Па (1400 рмд) и при температуре от примерно 26,67°С (80°Т) до 37,78°С (100°Т) со следующим составом:
Типичная известная установка разделения такого углеводородного сырья приведена на фиг. 1 (прототип). Здесь поток сырья 1 смешивают с потоком 22 конденсата после насоса 66 и разделяют в сепараторе 51. Жидкость 3 из сепаратора 51 нагревают в теплообменнике 52 и паровом нагревателе 53 до примерно 60-71,11°С (140-160°Т) и сбрасывают ее давление до примерно 2413165,68-3102641,59 Па (350-450 рмд) в сепараторе 55, получая паровой поток 8 и поток 7 жидкости после однократного испарения. Паровой поток 8 направляют в сепаратор 62, где он смешивается с охлажденным паром 13 с нагнетания компрессора 60 при примерно 37,78°С (100°Т), и пар 14 из сепаратора 62 дополнительно компримируют в компрессоре 63. Жидкий поток 7 из сепаратора 55 нагревают в теплообменнике 56 до примерно 54,4482,22°С (130-180°Т) и направляют во фракционирующую колонну 57, работающую под давлением от 1723689,77 до 2757903,63 Па (от 250 до 400 рыд). С2, С3 и более легкие компоненты отпаривают в боковом ребойлере 58 и кубовом ребойлере 59. Фракционирующая колонна производит тощий газ 11 и кубовый поток 10, который далее обменивается теплом с поступающим сырьем в теплообменниках 56 и 52, образуя поток продуктового газового конденсата 26. Тощий газ 11 компремируют компрессором 60, охлаждают в холодильнике 61, смешивают с паровым потоком 8 однократного испарения и разделяют в сепараторе 62. Пар 14 сепаратора 62 дополнительно компремируют в компрессоре 63, охлаждают и сепарируют в сепараторе 65. Поток жидкости 19 из сепаратора 65 после насоса 66 образует поток 22 конденсата с давлением от примерно 7584235 Па (1100 рмд) до 9652662,72 Па (1400 рмд), который далее смешивают с потоком 1 перед подачей в сепаратор 51. Поток 20 пара из сепаратора 65 смешивают с потоком 2 пара однократного испарения из сепаратора 51, образуя поток тощего газа 21, который далее перерабатывают в последующем блоке.
Для сопоставления типичная установка согласно предмету изобретения показана на фиг. 2. Здесь поток сырья 1 под давлением от примерно 7584235 Па (1100 рыд) до 9652662,72 Па (1400 рмд) и при температуре от 80 до 100°Т смешивают с потоком 15 пара от нагнетания компрессора 63. Смесь разделяют в сепараторе 51, работающем под давлением около 7584235 Па (1100 рмд) и при температуре от примерно 26,67°С (80°Т) до 54,44°С (130°Т). Должно быт понятно, что теплосодержание потока с нагне
- 3 012249 тания компрессора повышает температуру смеси до температуры, которая делает возможной отпарку по меньшей мере 50%, более типично по меньшей мере 80% и наиболее типично по меньшей мере 90% легких компонентов (С2, С3 и более легких) от потока жидкого сырья 1. Эта стадия смешения и отпарки исключает холодильник, сепаратор и перекачку на выходе из компрессора (сепаратор 65, насос 66 и теплообменник 64 прототипа на фиг. 1) и теплообменники для жидкости после сепаратора 51 (теплообменник 52 и паровой нагреватель 53 прототипа на фиг. 1). Кроме того, необходимо отметить, что на этой стадии не требуются ни внешний нагрев (поток 94 в теплообменник 53 прототипа, фиг. 1), ни внешнее охлаждение (поток 93 в теплообменник 64 прототипа, фиг. 1).
Жидкость 3 из сепаратора 51 дросселируют через клапан 54 до давления от примерно 3102641,59 Па (450 рад) до 4136855,45 Па (600 рщд), охлаждают с использованием эффекта Джоуля-Томсона до примерно 70-90°Т и подают на верх фракционирующей колонны 68 как поток 6 холодного орошения. Фракционирующая колонна 68 предпочтительно включает тарелки или насадку для контактных устройств (обычно требуется от 12 до 15 ступеней контакта или более). Горячий паровой поток 12 с нагнетания компрессора 60 при примерно 65,56-93,33°С (150-200°Т) подается в куб фракционирующей колонны 68 и способствует отгонке более легких компонентов (С2, С3 и более легкие), производя тем самым кубовую жидкость 7 (богатую С4 и более тяжелыми компонентами) фракционирующей колонны 68. Поток дистиллатного пара 14 фракционирующей колонны 68 при температуре примерно 26,67-37,78°С (80100°Т) затем компремируют компрессором 63 до примерно 7584235 до 9652662,72 Па (1100-1400 ρ§ί§) и примерно 200-250°Т и смешивают с потоком сырья 1 для отпарки. Поток кубовой жидкости 7 фракционирующей колонны 68 с температурой примерно 60-71,11°С (140-160°Т) дросселируют через клапан 67, образуя поток 9 с давлением от примерно 1723689,77 Па (250 ρ§ί§) до 3102641,59 Па (450 рщд), и подают на верх фракционирующей колонны 57. Фракционирующая колонна 57 предпочтительно включает тарелки или насадку для контактных устройств (обычно требуется от 15 до 19 ступеней контакта или более). Компоненты С2, С3 и более легкие отпаривают теплом, подводимым в боковом ребойлере 58 и кубовом ребойлере 59.
Фракционирующая колонна 57 производит тощий газ 11, который далее компремируют до примерно 3102641,59-4136855,45 Па (450-600 рЩд), и кубовый поток 10, который отдает тепло в боковом ребойлере 58, образуя поток продуктового газового конденсата 26, в котором резко уменьшено содержание нежелательных более легких компонентов С2 и С3.
Альтернативно, фракционирующая колонна 68 может быть заменена аппаратом однократного испарения 68', как показано на фиг. 3. В этом случае горячий паровой поток 12 из компрессора 60 смешивают с потоком 6, прошедшим однократное испарение перед подачей в сепаратор 68' ниже по потоку клапана Джоуля-Томсона 54 из сепаратора 51. Смешанный поток 27 дросселируют до давления 3102641,59-4136855,45 Па (450-600 рад) в сепараторе 68', получая поток 14 тощего пара однократного испарения и богатый С4 поток жидкости 7. Паровой поток 14 дополнительно компремируют компрессором 63, и поток жидкости 7 после однократного испарения дросселируют через клапан Джоуля-Томсона 67, образуя поток 9, подаваемый во фракционирующую колонну 57, как описано в предыдущей схеме. Что касается остальных компонентов и ссылочных обозначений, применяются те же соображения и ссылочные обозначения, которые описаны на фиг. 2.
Таким образом, должно быть ясно, что установка получения газового конденсата может включать блок разделения, предназначенный для приема переработанного или сырого сырья, которое включает С2 и более легкие компоненты и С3 и более тяжелые компоненты, где блок разделения предназначен для работы в условиях, которые делают возможной отпарку С2, С3 и более легких компонентов от этого сырья при использовании горячего и компремированного рециклового потока (обычно включающего С2, С3 и более легкие компоненты). Термин горячий и компремированный рецикловый поток, как он использован здесь, относится к потоку, имеющему температуру и давление, которые выше тех температуры и давления потока, при которых поток образовался. Таким образом, наиболее типично рецикловый поток должен быть потоком, который генерирован в установке выделения газового конденсата, в которой этот поток компремирован в компрессоре (и тем самым нагрет), или где поток выведен из установки или генерирован в установке и нагрет и/или компремирован в теплообменнике, нагревателе, компрессоре и т.д. Кроме того, термин примерно, как он использован здесь, и где он использован в сочетании с числами, относится к этому числу и к абсолютным отклонениям от этого числа в ±20%.
Наиболее предпочтительно рецикловый поток генерируют в другом блоке разделения, который соединен с первым блоком разделения и расположен ниже его по ходу продукта. Хотя это не ограничивает предмет изобретения, блоки разделения предпочтительно представляют собой парожидкостной сепаратор, который работает под давлением между примерно 2068427,73 Па (300 рщд) и 10342138,63 Па (1500 рщд) и еще более типично между примерно 3447379,54 Па (500 рщд) и 8273710,9 Па (1200 рад), или по меньшей мере один из блоков разделения представляет собой фракционирующую колонну, которая работает при том же или подобном давлении, что и парожидкостной сепаратор. Таким образом, рецикловый поток в большинстве случаев будет включать преимущественно (по меньшей мере 51%, более типично по меньшей мере 65%, еще более типично по меньшей мере 80% и наиболее типично по меньшей
- 4 012249 мере 90%) С2 и более легкие компоненты, находиться в паровой фазе и должен компремироваться до давления, при котором работает блок разделения, в котором рецикловый поток должен работать как отпаривающий пар.
В зависимости от конкретной конфигурации блока разделения (т.е. парожидкостной сепаратор или фракционирующая колонна), должно быть понятно, блок разделения будет спроектирован так, чтобы принять рецикловый поток, включающий С2, С3 и более легкие компоненты, как поток, отдельный от сырья (например, как отпаривающее паровое питание для фракционирующей колонны), или блок разделения будет спроектирован так, чтобы принять смесь углеводородного сырья с рецикловым потоком (например, там, где блоком разделения является парожидкостной сепаратор). В наиболее предпочтительных аспектах предложенных установок получения газового конденсата второй блок разделения соединен потоками с блоком разделения так, что второй блок разделения принимает жидкий продукт из блока разделения, и где второй блок разделения дополнительно предназначен для получения рециклового потока (обычно путем отпарки жидкого продукта компремированным паром, обогащенным С2 и более легкими компонентами).
Поэтому, с другой точки зрения, установка получения газового конденсата должна включать множество блоков разделения, связанных друг с другом так, что компремированный паровой продукт расположенного ниже по ходу блока разделения отпаривает С2, С3 и более легкие компоненты от сырья расположенного выше по ходу блока разделения, чтобы тем самым образовать жидкий продукт, преимущественно включающий С4 и более тяжелые компоненты. Более типично, продукт, образовавшийся в расположенном выше по ходу блоке разделения, подают в расположенный ниже по ходу блок разделения в качестве питания. Как обсуждалось выше, предложено, чтобы расположенный выше по ходу блок разделения включал парожидкостной сепаратор высокого давления, с которым соединен блок смешения, т.е. был сконструирован так, чтобы сделать возможным смешение компремированного парового продукта и сырья перед поступлением в расположенный выше по ходу блок разделения. Расположенный ниже по ходу блок разделения обычно включает парожидкостной сепаратор или фракционирующую колонну, которые могут быть предназначены для приема смеси жидкого продукта и компремированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами, или которые могут быть сконструированы так, чтобы принять жидкий продукт в качестве питания и отдельно от питания компремированный пар, обогащенный С2, С3 и более легкими компонентами, в качестве отпаривающего пара.
Соответственно, автор предлагает также способы получения газового конденсата, которые включают стадию, на которой С2, С3 и более легкие компоненты отделяют от второго питания в расположенном ниже по ходу блоке разделения, чтобы в результате образовать жидкий продукт, включающий С4 и более тяжелые компоненты. На следующей стадии выделенные С2, С3 и более легкие компоненты компремируют (и тем самым нагревают до температуры, подходящей для отпарки С2, С3 и более легких компонентов от углеводородного сырья), и на еще одной стадии компремированные и нагретые выделенные С2, С3 и более легкие компоненты используют для отпарки С2, С3 и более легких компонентов от первого питания в расположенном выше по ходу блоке разделения, чтобы в результате образовать второе питание. В особо предпочтительных аспектах стадия отделения С2, С3 и более легких компонентов от второго питания включает использование компремированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами в качестве отпаривающего пара в расположенном ниже по ходу блоке разделения. Обычно расположенный выше по ходу блок разделения включает парожидкостной сепаратор высокого давления, в котором компремированные отделенные С2, С3 и более легкие компоненты и первое питание объединяют перед подачей в расположенный выше по ходу блок разделения. Расположенный ниже по ходу блок разделения обычно включает парожидкостной сепаратор или фракционирующую колонну. Кроме того, в большинство установок получения газового конденсата включают третий блок разделения, который дает компремированный пар, обогащенный С2, С3 и более легкими компонентами в качестве отпаривающего пара в расположенном ниже по ходу блоке разделения, где наиболее предпочтительно третий блок разделения производит товарный газовый конденсат (обычно в виде кубового продукта фракционирующей колонны).
Таким образом, были описаны конкретные осуществления и применения установок и способов для отделения газового конденсата от углеводородных смесей высокого давления. Специалистам должно быть ясно, однако, что кроме уже описанных возможно намного больше модификаций без отклонения от предмета изобретения. Поэтому предмет изобретения не ограничен ничем, кроме духа прилагаемой формулы изобретения. Более того, при интерпретации и описания, и формулы изобретения все термины должны интерпретироваться наиболее широким возможным образом, согласующимся с контекстом. В частности, термины включает и включающий должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям не исключающим образом, указывающим, что элементы, компоненты или стадии, о которых идет речь, могут присутствовать, использоваться или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, которые не явно указаны. Кроме того, когда определение или использование термина в источнике, который введен сюда ссылкой, несовместимо или противоречит определению этого термина, данному здесь, применяется определение данного термина, предложенное здесь, а определение этого термина в источнике не применяется.

Claims (16)

1. Установка для получения газового конденсата, содержащая по меньшей мере два блока разделения, причем первый блок разделения предназначен для приема первой смеси, включающей С2, С3 и более легкие компоненты и С4 и более тяжелые компоненты, причем первый блок разделения выполнен с возможностью работы при параметрах, которые делают возможным отпарку С2, С3 и более легких компонентов от первой смеси с использованием горячего компримированного рециклового потока, включающего С2, С3 и более легкие компоненты, и второй блок разделения, принимающий жидкий продукт из первого блока разделения и образующий жидкий продукт, который включает С4 и более тяжелые компоненты, причем рецикловый поток, включающий С2, С3 и более легкие компоненты, находится в виде пара и сжат до давления, при котором работает первый блок разделения, при этом рецикловый поток образуют во втором блоке разделения, ниже по потоку первого блока разделения, причем второй блок разделения связан по текучей среде с первым блоком разделения так, что второй блок разделения принимает жидкий продукт из первого блока разделения.
2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере один из указанных блоков разделения представляет собой сепаратор пар-жидкость.
3. Установка по п.1, в которой жидкий продукт, образовавшийся в расположенном выше по потоку первом блоке разделения, подают в расположенный ниже по потоку второй блок разделения в качестве второй смеси.
4. Установка по п.1, в которой второй блок разделения спроектирован для образования рециклового потока отпаркой жидких продуктов компримированным паром, обогащенным С2 и более легкими компонентами.
5. Установка по п.1, в которой второй блок разделения выполнен с возможностью приема рециклового потока, включающего С2, С3 и более легкие компоненты, как потока, отдельного от второй смеси.
6. Установка по п.1, в которой расположенный выше по потоку первый блок разделения включает парожидкостной сепаратор высокого давления.
7. Установка по п.1, дополнительно включающая блок смешения компримированного парового продукта с первой смесью перед входом в расположенный выше по потоку первый блок разделения.
8. Установка по п.1, в которой расположенный ниже по потоку второй блок разделения включает парожидкостной сепаратор или фракционирующую колонну.
9. Установка по п.1, в которой расположенный ниже по потоку второй блок разделения включает парожидкостной сепаратор, а расположенный ниже по потоку второй блок разделения предназначен для приема смеси жидкого продукта и компримированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами.
10. Установка по п.1, в которой расположенный ниже по потоку второй блок разделения включает фракционирующую колонну и выполнен с возможностью приема жидкого продукта в качестве второй смеси и компримированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами, в качестве отгоняющего пара.
11. Способ для получения газового конденсата, включающий отделение С2, С3 и более легких компонентов от второй смеси в расположенном ниже по потоку втором блоке разделения, чтобы в результате образовать жидкий продукт, включающий С4 и более тяжелые компоненты;
компримирование выделенных С2, С3 и более легких компонентов и использование рециклового потока компримированных выделенных С2, С3 и более легких компонентов для отпарки С2, С3 и более легких компонентов от первой смеси в расположенном выше по потоку первом блоке разделения, чтобы в результате образовать вторую смесь.
12. Способ по п.11, в котором стадия отделения С2, С3 и более легких компонентов от второй смеси включает использование компримированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами, в качестве отпаривающего пара в расположенном ниже по потоку втором блоке разделения.
13. Способ по п.11, при котором расположенный выше по потоку первый блок разделения имеет парожидкостной сепаратор высокого давления, а рецикловый поток компримированных выделенных С2, С3 и более легких компонентов и первую смесь объединяют перед вводом в расположенный выше по потоку первый блок разделения.
14. Способ по п.11, при котором расположенный ниже по потоку второй блок разделения имеет парожидкостной сепаратор или фракционирующую колонну.
15. Способ по п.11, который осуществляют с использованием третьего блока разделения, обеспечивающего получение компримированного пара, обогащенного С2, С3 и более легкими компонентами, в качестве отпаривающего пара для расположенного ниже по потоку второго блока разделения.
16. Способ по п.15, в котором третий блок разделения предназначен для получения товарного газового конденсата.
EA200700230A 2004-07-06 2005-06-22 Установка и способ отделения газового конденсата из смесей углеводородов высокого давления EA012249B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US58603304P 2004-07-06 2004-07-06
PCT/US2005/022298 WO2006014242A1 (en) 2004-07-06 2005-06-22 Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700230A1 EA200700230A1 (ru) 2007-04-27
EA012249B1 true EA012249B1 (ru) 2009-08-28

Family

ID=35787396

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700230A EA012249B1 (ru) 2004-07-06 2005-06-22 Установка и способ отделения газового конденсата из смесей углеводородов высокого давления

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8840707B2 (ru)
EP (1) EP1766310A4 (ru)
CA (1) CA2572430C (ru)
EA (1) EA012249B1 (ru)
MX (1) MX2007000242A (ru)
WO (1) WO2006014242A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2667143C (en) * 2006-10-26 2012-03-27 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of rvp control for c5+ condensates
EP2083932A4 (en) * 2006-11-09 2012-08-29 Fluor Tech Corp CONDITIONS AND METHOD FOR GAS CONDENSATE SEPARATION FROM HIGH-PRESSURE CARBON MIXTURE MIXTURES
US20100101273A1 (en) * 2008-10-27 2010-04-29 Sechrist Paul A Heat Pump for High Purity Bottom Product
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
CN104053752B (zh) * 2012-01-11 2016-08-31 巴斯夫欧洲公司 提供纯化的气态c4粗馏分作为使用选择性溶剂萃取蒸馏的进料流的方法
BR112017005575B1 (pt) * 2014-09-30 2022-11-08 Dow Global Technologies Llc Processo para a recuperação de componentes c2 e c3 através de um sistema de produção de propileno por encomenda
RU2580136C1 (ru) * 2014-12-11 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук (ИК СО РАН) Способ подготовки скважинной продукции газоконденсатного месторождения
EP3256550A4 (en) 2015-02-09 2018-08-29 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
RU2615703C2 (ru) * 2015-09-10 2017-04-06 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ комплексной подготовки газоконденсатных залежей с глубоким извлечением углеводородов с3+ и установка для его осуществления
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
RU2616941C1 (ru) * 2016-05-20 2017-04-18 Андрей Владиславович Курочкин Установка промысловой переработки скважинной продукции газоконденсатных месторождений
RU2723869C2 (ru) * 2016-07-05 2020-06-17 Андрей Владиславович Курочкин Установка промысловой переработки скважинной продукции газоконденсатного месторождения
MX2019001888A (es) 2016-09-09 2019-06-03 Fluor Tech Corp Metodos y configuracion para readaptacion de planta liquidos de gas (ngl) para alta recuperacion de etano.
MX2020003412A (es) 2017-10-20 2020-09-18 Fluor Tech Corp Implementacion de fase de plantas de recuperacion de liquido de gas natural.
CN109745724B (zh) * 2019-01-24 2021-04-23 山东伯仲真空科技股份有限公司 Mvr精馏提馏复合装置及其工艺方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4695672A (en) * 1986-04-21 1987-09-22 Advanced Extraction Technologies, Inc. Process for extractive-stripping of lean hydrocarbon gas streams at high pressure with a preferential physical solvent
US5737940A (en) * 1996-06-07 1998-04-14 Yao; Jame Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2666019A (en) * 1950-07-28 1954-01-12 Socony Vacuum Oil Co Inc Method for recovering propane and heavier hydrocarbons
US2930752A (en) * 1952-06-12 1960-03-29 Socony Mobil Oil Co Inc Process for stripping of absorption liquids
US4462813A (en) * 1982-04-19 1984-07-31 Sappsucker, Inc. System and method for converting wellhead gas to liquefied petroleum gases (LPG)
US4623371A (en) * 1984-08-03 1986-11-18 El Paso Hydrocarbons Company Utilizing the Mehra process for processing and BTU upgrading of nitrogen-rich natural gas streams
US4526594A (en) * 1982-05-03 1985-07-02 El Paso Hydrocarbons Company Process for flexibly rejecting selected components obtained from natural gas streams
US4507133A (en) * 1983-09-29 1985-03-26 Exxon Production Research Co. Process for LPG recovery
USRE33408E (en) * 1983-09-29 1990-10-30 Exxon Production Research Company Process for LPG recovery
US4617038A (en) * 1985-07-26 1986-10-14 El Paso Hydrocarbons Company Process for using preferential physical solvents for selective processing of hydrocarbon gas streams
US4702819A (en) * 1986-12-22 1987-10-27 The M. W. Kellogg Company Process for separation of hydrocarbon mixtures
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5680775A (en) * 1996-01-12 1997-10-28 Manley; David B. Demixing sidedraws for distillation columns
US5806339A (en) * 1996-04-05 1998-09-15 Manley; David B. Multiple effect and distributive separation of isobutane and normal butane
GB9702742D0 (en) * 1997-02-11 1997-04-02 Ici Plc Gas absorption
FR2760653B1 (fr) * 1997-03-13 1999-04-30 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification avec production de gaz acides en phase liquide
CA2410540C (en) * 2000-08-11 2007-03-13 Fluor Corporation High propane recovery process and configurations
CA2388266C (en) * 2002-05-30 2008-08-26 Propak Systems Ltd. System and method for liquefied petroleum gas recovery

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4695672A (en) * 1986-04-21 1987-09-22 Advanced Extraction Technologies, Inc. Process for extractive-stripping of lean hydrocarbon gas streams at high pressure with a preferential physical solvent
US5737940A (en) * 1996-06-07 1998-04-14 Yao; Jame Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping
US6112549A (en) * 1996-06-07 2000-09-05 Phillips Petroleum Company Aromatics and/or heavies removal from a methane-rich feed gas by condensation and stripping

Also Published As

Publication number Publication date
WO2006014242A1 (en) 2006-02-09
EA200700230A1 (ru) 2007-04-27
EP1766310A1 (en) 2007-03-28
CA2572430C (en) 2009-10-20
CA2572430A1 (en) 2006-02-09
MX2007000242A (es) 2007-04-10
EP1766310A4 (en) 2011-12-28
US20080168797A1 (en) 2008-07-17
US8840707B2 (en) 2014-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA012249B1 (ru) Установка и способ отделения газового конденсата из смесей углеводородов высокого давления
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9541329B2 (en) Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
RU2491487C2 (ru) Способ сжижения природного газа с улучшенным извлечением пропана
US7069743B2 (en) System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
CA1097564A (en) Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases
US4617039A (en) Separating hydrocarbon gases
US6712880B2 (en) Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
CN105531552B (zh) 烃类气体处理
SA110310707B1 (ar) معالجة غاز هيدروكربونى
NO312858B1 (no) Fremgangsmåte for fremstilling av etan og system for utförelse av fremgangsmåten
CA2805272A1 (en) Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas
KR20120104633A (ko) 탄화수소 가스 처리
NO313159B1 (no) Fremgangsmåte for å separere ut hydrokarbongassbestanddeler samt anlegg for utförelse av samme
AU2015227466B2 (en) Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
US20140060114A1 (en) Configurations and methods for offshore ngl recovery
JP7165685B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
US9487458B2 (en) Configurations and methods for nitrogen rejection, LNG and NGL production from high nitrogen feed gases
US20080302650A1 (en) Process to recover low grade heat from a fractionation system
EA013983B1 (ru) Способ и устройство для кондиционирования газа, обогащенного c5+ углеводородами, и извлечения газоконденсата
RU2738815C2 (ru) Переработка углеводородного газа
JP7165684B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
US11884621B2 (en) System, apparatus, and method for hydrocarbon processing
RU2750719C2 (ru) Переработка углеводородного газа
RU2382302C1 (ru) Способ низкотемпературного разделения углеводородного газа

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 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): KZ RU