EA016012B1 - Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке - Google Patents

Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке Download PDF

Info

Publication number
EA016012B1
EA016012B1 EA200901120A EA200901120A EA016012B1 EA 016012 B1 EA016012 B1 EA 016012B1 EA 200901120 A EA200901120 A EA 200901120A EA 200901120 A EA200901120 A EA 200901120A EA 016012 B1 EA016012 B1 EA 016012B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
additives
additive
hydrocarbon stream
hydrocarbon
Prior art date
Application number
EA200901120A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200901120A1 (ru
Inventor
Пол Клинтон
Маркус Йоханнес Антониус Ван Донген
Нишант Гупта
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200901120A1 publication Critical patent/EA200901120A1/ru
Publication of EA016012B1 publication Critical patent/EA016012B1/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
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • 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
    • B01D53/1418—Recovery of products
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/20—Use of additives, e.g. for stabilisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate formation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/704—Solvents not covered by groups B01D2257/702 - B01D2257/7027
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4062—Geographical aspects, e.g. different process units form a combination process at different geographical locations
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/28—Propane and butane

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

Способ уменьшения содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке (40), включающий стадии: (a) смешение потока (10) исходного углеводородного сырья с одной или более добавками (20), в результате чего образуется многофазный углеводородный поток (30); (b) транспортирование многофазного углеводородного потока (30) от первого участка (А) ко второму участку (В2); (c) на втором участке (В2), пропускание многофазного углеводородного потока (30) через сепаратор (22), в результате чего образуется один или более жидких потоков (50), содержащих большую часть одной или более добавок, и газообразный углеводородный поток (40), содержащий остаток одной или более добавок; и (d) промывание потока газообразного углеводородного потока (40) в очистном блоке (24) промывочным потоком (60), который (промывочный поток (60)) содержит дистиллированную воду, в результате чего образуется обогащенный добавкой(ами) поток (70) и углеводородный поток (80) с пониженным содержанием добавок.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для восстановления одной или более добавок в углеводородном потоке, таком как природный газ.
Уровень техники
Природный газ представляет собой ресурс, который доступен для получения из ряда регионов земного шара, некоторые из которых являются удалёнными от подходящего для переработки окружения и и/или некоторые из которых являются оффшорными (внебереговыми). Часто по ряду причин возникает потребность в переработке и сжижении природного газа для его использования в другом регионе. Например, природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, чем в газообразной форме, поскольку жидкость занимает меньший объём и не требует хранения под высоким давлением.
Сжижение природного газа с образованием транспортабельного сжиженного природного газа (СПГ) может осуществляться на соответствующей СПГ-установке или устройстве. Однако источник природного газа и участок расположения СПГ -установки или устройства могут находиться в двух разных регионах, например в том случае, когда источник природного газа находится в открытом море. Таким образом, иногда возникает необходимость в транспортировании природного газа через трубопровод от источника к перерабатывающему устройству типа СПГ-установки.
Наряду с метаном природный газ обычно содержит в себе некоторое количество воды и гидратов. Однако такие соединения могут вызывать коррозию трубопровода, соединяющего источник и установку СПГ. В статье № 05278 в Сотгоыоп 2005 (НоиЧоп. ТХ: ΝΆΟΕ 1п1етпайопа1, 2005) описывается проблема коррозии верхней стенки трубопровода при транспортировании влажного газа в результате конденсации воды на внутренних стенках трубопровода из-за теплообмена, происходящего между трубопроводом и его окружением (например, в случае добычи газа в открытом море или в Арктике). Водяной пор конденсируется на более холодных стенках, образуя тонкую плёнку жидкости, обогащенной агрессивными веществами типа органических кислот и угольной кислоты, которая образуется при растворении диоксида углерода.
Таким образом, и, как описывается далее в указанной статье, с целью предотвращения образования гидратов, которые могут закупоривать трубопровод, при транспортировании часто добавляют моноэтиленгликоль. При этом известно, что гликоль оказывает сильное влияние на коррозию, обусловленную диоксидом углерода, главным образом, потому что он влияет на растворимость диоксида углерода в жидкой фазе. В указанной статье сообщается также о том, что регулирование рН также является обычным способом ослабления коррозии. Таким образом, чтобы дополнительно уменьшить и/или предотвратить коррозию в трубопроводе, можно также добавлять к природному газу один или более регуляторов рН.
Такие добавки затем на СПГ-установке или устройстве необходимо удалять из потока природного газа. Общее удаление добавок из многофазного потока может осуществляться с помощью газожидкостного сепаратора. Однако, хотя и предполагается, что такой сепаратор должен удалять перед последующей переработкой газового потока 100% добавок, практика показала, что в газовом потоке после разделения остаётся небольшое количество добавки(ок). Результатом этого является то, что оставшиеся таким образом добавки попадают на последующие стадии переработки газового потока, в частности на стадию удаления примесей и тяжёлых углеводородов. Хотя количество оставшейся добавки(ок) в газовом потоке может быть относительно небольшим, со временем оно может нарастать, влияя, в частности, на растворитель(и), используемый на последующей стадии(ях) переработки. Оставшиеся добавки могут также переходить в предполагаемые процессы химического или физического превращения (например, сжижение или процесс Фишера-Тропша), где их присутствие является причиной образования нежелательного продукта. Сжиженный гликоль может, например, привести к забивке фильтров или закупорке имеющих небольшой диаметр деталей сжижающего устройства.
Раскрытие сущности изобретения
Одной из целей настоящего изобретения является уменьшение и/или сведение к минимуму количества добавок, остающихся в углеводородном потоке (после того как они были добавлены к углеводородному потоку для облегчения его доставки от одного участка, например источника, до другого участка, например СПГ-установки или устройства и перед последующей переработкой углеводородного потока).
Одна или более из названных выше и других целей могут быть достигнуты с помощью настоящего изобретения, в котором предложен способ уменьшения содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке, в частности природного газа, включающий стадии:
(a) смешение потока исходного углеводородного сырья с одной или более добавками, в результате чего образуется многофазный углеводородный поток;
(b) транспортирование многофазного углеводородного потока от первого участка ко второму участку;
(c) на втором участке, пропускание многофазного углеводородного потока через сепаратор, в результате чего образуются один или более жидких потоков, содержащих большую часть одной или более добавок, и поток газообразного углеводорода, содержащий остаток одной или более добавок; и
- 1 016012 (ά) промывание потока газообразного углеводородного потока в очистном блоке промывочным потоком, который (промывочный поток) содержит дистиллированную воду, в результате чего образуется обогащенный добавкой(ами) поток и углеводородный поток с пониженным содержанием добавок.
Состав промывочного потока преимущественно таков, что он совместим с процессом, т.е. что промывной поток содержит лишь низкие уровни соединений, которые могут стать причиной образования осадка или окалины. Таким образом, предпочтительно, чтобы промывочный поток содержал по меньшей мере 90%, более предпочтительно по меньшей мере 98% и наиболее предпочтительно по меньшей мере 99% дистиллированной воды. Предпочтительно, чтобы промывочный поток содержал менее 10 об.ч./млн и более предпочтительно менее 10 об.ч./млрд кислорода.
Как правило, одну или более добавок выбирают из группы, куда входят: ингибиторы коррозии, ингибиторы гидратов, гликоли и регуляторы рН. Подходящей добавкой является гликолевое соединение и, предпочтительно, этиленгликолевое соединение.
Применение очистного блока существенно снижает и/или сводит к минимуму количество добавки(ок) (ставшей к этому моменту загрязнителем), которая может оставаться в газообразном углеводородном потоке после прохождения многофазного углеводородного потока через сепаратор. Это снижает и/или минимизирует количество одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке перед последующей переработкой, которая может включать в себя уменьшение примесей и/или более тяжёлых углеводородов перед охлаждением и/или сжижением.
В одном из вариантов осуществления способ дополнительно включает стадию:
(е) пропускание по крайней мере первой фракции обогащенного добавкой(ами) потока и одного или более жидких потоков через блок регенерации, в результате чего получают очищенный водный поток и один или более потоков добавки(ок).
Дополнительным преимуществом настоящего изобретения является то, что регенерация по крайней мере первой фракции обогащенного добавками потока и одного или более жидких потоков из сепаратора могут проводиться в одном и том же регенерационном блоке, снижая тем самым капитальные и текущие затраты. Это особенно выгодно в том случае, когда СПГ -установка (или модель, или какое-либо устройство, обрабатывающее газообразный углеводородный поток, в частности природный газ) уже включает в себя блок регенерации добавок.
В одном из дополнительных вариантов осуществления способ дополнительно включает стадию:
(1) использование по меньшей мере одной фракции очищенного промывочного потока со стадии (е) в качестве промывочного потока на стадии (ά).
Ещё одним преимуществом этого дополнительного варианта осуществления является то, что очищенный промывочный поток, получаемый из блока регенерации, является особенно полезным в качестве промывочного потока, так как он должен иметь пониженное содержание кислорода и, возможно, пониженное содержание растворённых солей благодаря тому, что он был подвергнут обработке в блоке регенерации. Таким образом, этот источник дистиллированной воды является в особенной степени подходящим для его использования в качестве промывочного потока в очистном блоке.
Потоком исходного углеводородного сырья может быть любой подходящий углеводородсодержащий газовый поток, но обычно основой его является поток природного газа, получаемый из месторождений природного газа или нефти. В альтернативном случае поток природного газа может быть также получен из какого-либо другого источника, в том числе и из источника синтетического газа, например процесса Фишера-Тропша.
Хотя способ согласно настоящему изобретению применим к различным углеводородным потокам, в особенной степени он пригоден для потоков предназначенного для сжижения природного газа. Поскольку специалистам хорошо известно как осуществляется сжижение природного газа, эта тема здесь далее не обсуждается.
Как правило, природный газ состоит по крайней мере частично и преимущественно в значительной степени из метана.
Поток исходного углеводородного сырья и/или поток газообразного углеводорода содержит по меньшей мере 60 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% метана и наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% метана в расчёте на весь углеводородный поток.
Один из способов транспортировки или прокачки углеводородного потока от первого рабочего участка (такого как устье скважины или добывающая платформа, которая может быть либо береговой, либо морской) ко второму рабочему участку (такому как установка или устройство в другой географической зоне, возможно на суше) представляет собой транспортирование углеводородного потока во влажной форме. Это означает, что вместо того, чтобы снизить содержание воды в углеводородном потоке перед его транспортировкой или прокачкой (т.е. вместо сухой транспортировки), к углеводородному потоку добавляют заданные количества одной или более добавок с целью снижения, минимизирования или противодействия эффекту воды и/или гидратов в углеводородном потоке и снижения или предотвращения коррозии или закупорки внутри трубопровода.
Подходящие для этой цели добавки в технике известны и включают в себя гликоли и другие ингибиторы коррозии, регуляторы рН и ингибиторы гидратообразования, из которых обычно 70-80 вес.%
- 2 016012 составляют один или более гликолей.
В ещё одном из своих аспектов настоящее изобретение предлагает устройство для уменьшения содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке таком как природный газ, которое (устройство) по меньшей мере включает:
смеситель для смешения потока исходного углеводородного сырья с одной или более добавками с образованием многофазного углеводородного потока на первом участке;
трубопровод для пропускания многофазного углеводородного потока от первого участка ко второму участку;
сепаратор на втором участке для разделения многофазного углеводородного потока на один или более жидких потоков, содержащих большую часть одной или более добавок, и газообразный углеводородный поток, содержащий остаток одной или более добавок; и очистной узел для промывки газообразного углеводородного потока промывочным потоком, который (промывочный поток) содержит дистиллированную воду, в результате чего образуется обогащенный добавкой(ами) поток и углеводородный поток с пониженным содержанием добавки(ок).
Варианты осуществления настоящего изобретения будут ниже описаны только на основе примера со ссылками на прилагаемые схемы и не ограничивающие изобретения чертежи, из которых:
фиг. 1 - блок-схема процесса для пропускания и переработки углеводородного потока;
фиг. 2 - блок-схема способа согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения; и фиг. 3 - блок-схема другого способа согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
В интересах описания той или иной линии, а также потоку переносимому в этой линии, присваивается единый ссылочный номер. Аналогичные компоненты обозначаются одними и теми же ссылочными номерами.
На фиг. 1 показана блок-схема процесса для пропускания потока углеводородного сырья, такого как природный газ от первого участка ко второму участку и переработки транспортируемого потока на втором участке.
Как следует из фиг. 1, поток 10 исходного углеводородного сырья, либо получаемый на первом участке А, либо направляемый на этот участок, например морскую добывающую платформу, смешивается с одной или более добавками в линии 20 для добавок. Смешение может осуществляться с помощью смесителя 12, которым может быть отдельный блок или ёмкость, либо же узел соединения трубопроводов или поточных линий.
Природа одной или более добавок 20 создаёт многофазный углеводородный поток 30 для подачи его на некоторое расстояние, например до подходящего берегового участка В1. Это расстояние может составлять >1, >10 или даже >100 км от участка А. Участком В1 может быть СПГ-установка или устройство, или же им может быть комплекс, включающий в себя одно или более устройств для первичной переработки, предшествующие подаче и/или транспортированию углеводородного потока к другому участку (не показан).
Как следует из фиг. 1, многофазный углеводородный поток 30 на участке В1 проходит через сепаратор 22, образуя газообразный углеводородный поток 40 и один или более жидких потоков 50, 105. Сепаратор 22 может иметь любую форму, размеры и конструкцию, включая в себя возможно один или более блоков, режимов работы или секций. Одним из примеров является известная в технике ловушка для конденсата. Обычно она содержит в себе одну или более колонн, предназначенных для осуществления прохода газообразного углеводородного потока 40 в направлении вверх и прохода вниз одного или более жидких потоков 50, 105.
Одним из жидких потоков является обогащенный водой поток 50 добавки(ок), который включает в себя большую часть (>50, >60, >70, >80, >90, >95, >97, >98 или >99 об.%) добавки(ок). Этот обогащенный водой поток 50 поступает в первый блок 26 регенерации. Другим жидким потоком может быть жидкий углеводородный поток 105, который может быть использован отдельно.
Первый блок 26 регенерации способен отделять воду от добавки(ок) каким-либо известным в технике способом, обычно включающим перегонку на одной или более колонн. Блок 26 регенерации производит поток 90 воды и поток 106 добавки(ок).
Однако даже при оптимальной работе сепаратора 22 имеется возможность того, что некоторое остаточное количество добавки(ок) в многофазном углеводородном потоке 30 выводится из сепаратора 22 в виде части газообразного углеводородного потока 40. В очень малых количествах одна или более добавок может не представлять опасности, но накопление со временем такой добавки как гликоль может снижать эффективность последующей переработки газообразного углеводородного потока 40. Даже проскок <1 об.% или <0,5 об.% гликоля (содержащегося вначале в многофазном углеводородном потоке 30), остающегося в газообразном углеводородном потоке 40, создаёт такого рода проблемы, особенно после определённого времени и при непрерывном режиме работы.
Например, в последующем блоке переработки газа, таком как блок удаления кислого газа, может использоваться растворитель, который не должен смешиваться с добавкой типа гликоля, даже если по
- 3 016012 следняя приводит лишь к разбавлению растворителя. Другой проблемой является то, что гликоли, которые охлаждаются вместе с углеводородным потоком как часть последующего процесса сжижения, обычно конденсируются в виде вязких жидкостей, которые забивают фильтры и каналы небольшого диаметра в теплообменниках.
Таким образом, пройдя через сепаратор 22, любая из одной или более добавок становится загрязнителем, содержание которого необходимо ещё понизить, преимущественно путём удаления из газообразного углеводородного потока 40.
На фиг. 2 показан способ согласно изобретению для дополнительного снижения после сепаратора содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке 40, таком как природный газ, предназначенном для последующей переработки, возможно включающей охлаждение и/или сжижение.
На фиг. 1, так же как и на фиг. 2, показан исходный поток 10 углеводородного сырья, либо получаемый на первом участке А, либо направляемый на этот участок, который смешивается с одной или более добавками в линии 20 добавок, в результате чего образуется многофазный углеводородный поток 30 для прохождения им некоторого расстояния, например до предназначенного для него находящегося на суше участка В2. Это расстояние может составлять >1, >10 или даже >100 км от участка А. Участком В2 может быть СПГ -установка или устройство, либо же им может быть комплекс, включающий в себя одно или более устройств для первичной переработки, предшествующих подаче и/или транспортированию углеводородного потока к другому участку (не показан).
Многофазный углеводородный поток 30 на участке В2 проходит через сепаратор 22, образуя, как это описано выше, один или более жидких потоков 50, 110, содержащих большую часть добавки(ок).
Из сепаратора выходит также газообразный углеводородный поток 40, включающий какую-либо одну или более добавок, не прошедших сепаратор с одним или более жидкими потоками 50, 110. Газообразный углеводородный поток 40 поступает в очистной блок 24 вместе с промывочным потоком 60, содержащим один или более моющих агентов и/или содержащих воду растворителей.
Промывочный поток 60 преимущественно содержит по меньшей мере 98% и предпочтительно более 99% дистиллированной воды. Предпочтительно, чтобы промывочный поток 60 содержал менее 10 об.ч./млн кислорода.
Промывочный агент(ы) в промывочном потоке 60 способен(бны) связать оставшуюся добавку или любую из оставшихся добавок в газообразном углеводородном потоке 40, которые (добавки) являются теперь загрязнителями. В результате промывки образуются углеводородный поток 80 с пониженным содержанием добавки(ок) и обогащенный добавкой(ами) поток 70. Углеводородный поток 80 с пониженным содержанием добавки(ок) можно после этого подавать на одну или более последующих стадий переработки. Последние могут включать одну или более предшествующих охлаждению операций таких как прохождение через:
(a) блок обработки газа (не показан), например известный в технике блок удаления кислого газа, предназначенный для уменьшения, предпочтительно минимизирования, конкретных загрязнений, которыми обычно являются диоксид углерода, сероводород и, возможно, другие сернистые соединения; и (b) блок экстракции СПГ (не показан), также известный в технике. Как правило, такие блоки предназначаются для снижения в потоке сырья уровня или уровней углеводородных соединений отличных от метана. Типичный блок экстракции СПГ включает в себя сепаратор или разделительную ёмкость, из которых выходит обогащенный метаном и готовый к охлаждению и/или сжижению газообразный поток и один или более других потоков.
Углеводородный поток 80 с пониженным содержанием добавки(ок) может использоваться в одном или более процессах химического и/или физического превращения, таких как процесс газ-в-жидкость типа процесса Фишера-Тропша, или быть превращенным в один или более сжиженных продуктов таких как сжиженный природный газ (СПГ) на СПГ-установке или устройстве. В другом варианте углеводородный поток используют непосредственно, например направляют в сеть или на промышленную установку, например электростанцию, для сжигания. СПГ-установка или устройство может включать в себя одну или более известных в технике систем или стадий охлаждения и/или систем или стадий сжижения типа тех, которые описаны в И8 6389844 и ЕР 1088192.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения промывка газообразного углеводородного потока 40 снижает количество добавок, например гликоля, в углеводородном потоке 80 с пониженным содержанием добавки(ок) до менее чем 1 мг/нм3 и преимущественно до менее чем 0,5 мг/нм3 или даже до менее чем 0,1 мг/нм3 (обычно обозначают ч./млн).
Замечательно то, что промывочный агент(ы) в промывочном потоке 60 способен(ны) связывать в газообразном углеводородном потоке 40 один или более других загрязнителей, отличных от оставшейся добавки(ок), что дополнительно очищает газообразный углеводородный поток 40.
Как следует из фиг. 2, обогащенный добавкой(ами) поток 70 может быть разделён на по меньшей мере первую фракцию 70а и, возможно, вторую фракцию 70Ь. Первую фракцию 70а объединяют с обогащенным водой потоком 50 добавки(ок) (содержащих большую часть добавки(ок) из многофазного углеводородного потока 30), в результате чего образуется объединённый поток 50а, который поступает в
- 4 016012 первый блок 26 регенерации. В первом блоке 26 регенерации добавка или каждая из добавок (и возможно какие-либо другие загрязнители в указанных потоках 50, 70а) могут быть удалены из объединённого потока, например перегонкой, в результате чего получают очищенный промывочный поток 90 и один или более потоков добавок. Один из потоков (100) добавок показан на фиг. 2, которая может включать в себя непосредственный возврат добавки(ок) типа гликоля в поток 20 добавки(ок).
Очищенный промывочный поток 90 может быть разделён на по меньшей мере первую фракцию 90а водного потока и какую-либо вторую фракцию 90Ь водного потока. Первая фракция 90а водного потока может быть объединена со второй или любой из вторых фракций 70Ь обогащенного добавкой(ами) потока 70 с целью рециркуляции в виде промывочного потока 60. Вторая или любая из вторых фракций 90Ь промывочного потока могут перерабатываться каким-либо известным в технике способом.
Какое-либо разделение обогащенного добавкой(ами) потока 70 на первую и вторую фракции 70а, 70Ь может быть при любом соотношении, например первая фракция 70а может составлять от >0% до 100% от обогащенного добавкой(ами) потока 70. Аналогичным образом, разделение очищенного промывочного потока 90 из блока 26 регенерации на первую и вторую фракции 90а, 90Ь промывочного потока может быть при любом соотношении, например первая фракция 90а промывочного потока может составлять от >0% до 100% от очищенного промывочного потока 90. Оба соотношения могут меняться и являются переменными.
Одним из вариантов объёма или скорости промывочного потока 60 является вариант, при котором они фиксированы или являются постоянными величинами. Однако предпочтительно, чтобы объём или скорость промывочного потока 60 были связаны с одной или более величинами из числа объёма, скорости потока и состава многофазного углеводородного потока 30 и/или с расположением или настройкой очистного блока 24 типа того, требуется ли непрерывное пропускание через него промывочного потока 60.
Например, в том случае, когда многофазный углеводородный поток 30 имеет относительно низкое содержание воды, то объём или скорость протекания воды в очищенном промывочном потоке 90 будет относительно низкой. Таким образом, разделение очищенного промывочного потока 90 может стать для большей части такого очищенного промывочного потока 90 первой фракцией 90а промывочного потока для обеспечения достаточной скорости промывочного потока через очистной блок 24.
Альтернативным образом, если содержание воды в многофазном углеводородном потоке 30 относительно велико, то объём или скорость очищенного промывочного потока 90 могут быть относительно большими, в результате чего доля очищенного промывочного потока 90, который разделяют для создания первой фракции 90а промывочного потока, является меньшей, чем в названной выше ситуации.
Аналогичным образом, разделение обогащенного добавкой(ами) потока 70 на первую и вторую фракции 70а, 70Ь может по крайней мере зависеть от объёма или скорости первой фракции 90а водного потока и наоборот. Объём или скорость первой фракции 90а водного потока может зависеть от объёма или скорости второй фракции 70Ь, непрерывного рециркулирующей через очистной блок 24.
Специалист в данной области способен принять решение о необходимости разделения (и, в случае положительного решения, какого рода разделения) обогащенного добавкой(ами) потока 70 и очищенного промывочного потока 90 с целью создания требуемого объёма и скорости для промывочного потока 60, обеспечивающего промывку в очистном блоке 24, и, таким образом, создания требуемого углеводородного потока 80 с пониженным содержанием добавки(ок) для предполагаемого применения.
Первый блок 26 регенерации может быть либо специально созданным блоком, либо уже существующим блоком регенерации на установке или в устройстве, использующих или перерабатывающих газообразный углеводородный поток 40, например на СПГ-установке. Первый блок регенерации может обеспечивать усиленный рабочий режим, обусловленный скоростью или объёмом первой фракции 70а обогащенного добавкой(ами) потока 70, либо путём увеличения размеров и дополнительного подвода энергии, либо с помощью одной или более других известных в технике операций, позволяющих повысить скорость потока через блок регенерации.
Очистной блок 24 может иметь любые размеры, форму или конструкцию и проектируется преимущественно так, чтобы обеспечивать наилучший контакт между промывочным потоком 60 и газообразным углеводородным потоком 40. Каким образом можно достичь наилучшего контакта между этими потоками в технике известно: для этого требуются оптимальная внутренняя компоновка или конфигурация, например, тарелок или набивки, или чего-либо подобного. Внутренняя компоновка и работа очистного блока определяются специалистами на основании известных или планируемых скоростей и объёмов пропускаемых через блок материалов.
Любая добавка или добавки, удаляемые из обогащенного добавкой(ами) потока 70, преимущественно являются непосредственно пригодными для повторного использования в потоке 20 добавки(ок) (образующемся из потока 100) без необходимости в каком-либо хранении, транспортировании или ликвидации такой или таких добавок.
Как правило, показанная на фиг. 2 компоновка способна обеспечить замкнутый контур или рециркуляцию воды из блока 26 регенерации, что сводит к минимуму потребность в дополнительной воде для промывки какого-либо потока и, таким образом, сводит к минимуму потребление воды. Кроме того, ре
- 5 016012 циркуляция второй фракции 70Ь обогащенного добавкой(ами) потока 70 способствует снижению любой дополнительной нагрузки на блок 26 регенерации.
На фиг. 3 показана блок-схема способа согласно изобретению для пропускания углеводородного потока в сухой форме от одного участка к другому участку и его переработки. Пропускание в сухой форме включает в себя снижение (обычно по мере необходимости) содержания воды в углеводородном потоке с целью уменьшения или устранения обусловленной водой коррозии в переносящем углеводородный поток трубопроводе. Как уже указывалось выше, такой трубопровод может иметь длину в несколько сот километров, на протяжении которых могут быть также изменения или колебания температуры, что может способствовать коррозии и/или образованию твёрдых гидратов, которые могут быть причиной коррозии и/или закупорки.
На фиг. 3 поток 110 исходного углеводородного сырья поступает в блок 112 обезвоживания на первом участке С, например на добывающей платформе, с целью снижения с помощью известных в технике способов содержания воды и/или гидратов в потоке 110 исходного углеводородного сырья. Обычно для этой цели добавляют один или более обезвоживающих агентов, например одного или более гликолей, в форме обезвоживающего потока 120 или части этого потока. Вода в потоке 110 исходного углеводородного сырья поглощается гликолем, в результате чего образуются сухой газообразный углеводородный поток 130 с пониженным содержанием воды и обводнённый обезвоживающий поток 120а.
Обводнённый обезвоживающий поток 120а может быть регенерирован во втором блоке 118 регенерации одним из известных в технике способом. Регенерация гликоля является хорошо известным процессом, в котором, например, обводнённый обезвоживающий поток нагревают с целью упаривания и/или удаления при кипении воды, как правило, в форме потока 140 водяного пара и в котором образуется обеднённый гликолевый поток с пониженным содержанием воды, пригодный для рециркуляции в виде обезвоживающего потока 120. Поток 140 водяного пара из первого блока 118 регенерации, как правило, перерабатывается каким-либо из известных в технике способов, например конденсируется и подвергается дополнительной обработке.
Далее сухой газообразный углеводородный поток 130 проходит некоторое расстояние до второго участка Ό, например до СПГ-установки, обычно удалённой на >1, >10, >100 км или более. Достигнув участка Ό, сухой газообразный углеводородный поток 130 поступает в очистной блок 122, в котором его промывают вторым промывочным потоком 150, в результате чего образуется обедненный добавкой(ами) поток 170 (пригодный, как указывалось выше, быть подвергнутым дальнейшей переработке).
Обогащенный добавкой(ами) поток 160 проходит через третий блок 124 регенерации, который может обеспечить образование очищенного промывочного потока 150 для повторного использования в очистном блоке 122 и поток 180 добавки(ок).
Таким образом, перед последующей переработкой сухого газообразного углеводородного потока 130 второй очистной блок 122 может уменьшить содержание каких-либо обезвоживающих агентов, которые поступают из блока 112 обезвоживания на первом участке С вместе с сухим газообразным углеводородным потоком 130. Это уменьшает и, преимущественно, предотвращает проскок таких обезвоживающих агентов на последующую переработку обеднённого добавкой(ами) углеводородного потока 170 на участке Ό, делая тем самым последующую переработку обеднённого добавкой(ами) углеводородного потока 170 более эффективной и/или предотвращая закупорки и/или другие осложнения при последующей переработке углеводородного потока, например при охлаждении и сжижении.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ уменьшения содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке (40), таком как природный газ, в котором:
    (a) смешивают поток (10) исходного углеводородного сырья с одной или более добавками (20), в результате чего образуется многофазный углеводородный поток (30);
    (b) транспортируют многофазный углеводородный поток (30) от первого участка (А) ко второму участку (В2);
    (c) на втором участке (В2) пропускают многофазный углеводородный поток (30) через сепаратор (22), в результате чего образуется один или более жидких потоков (50), содержащих большую часть одной или более добавок, и газообразный углеводородный поток (40), содержащий остаток одной или более добавок; и (б) промывают газообразный углеводородный поток (40) в очистном блоке (24) промывочным потоком (60), содержащим по меньшей мере 90% дистиллированной воды, в результате чего образуется обогащенный добавкой(ами) поток (70) и углеводородный поток (80) с пониженным содержанием добавок.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, на которой:
    (е) пропускают по меньшей мере первую фракцию (70а) обогащенного добавкой(ами) потока (70) и один или более жидких потоков (50) через блок (26) регенерации, в результате чего получают очищенный промывочный поток (90) и один или более потоков (100) добавок.
    - 6 016012
  3. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадию, на которой:
    (ί) используют по меньшей мере одну фракцию (90а) очищенного промывочного потока (90) со стадии (е) в качестве промывочного потока (60) на стадии (ά).
  4. 4. Способ по п.2 или 3, в котором один из потоков (100) добавок из блока (26) регенерации на стадии (е) возвращают в качестве добавки (20) для смешения с потоком (10) исходного углеводородного сырья.
  5. 5. Способ по одному или более пп.2-4, в котором в блоке (26) регенерации добавку или каждую из добавок удаляют из по меньшей мере первой фракции (70а) обогащенного добавками потока (70) и одного или более жидких потоков (50), в результате чего образуются очищенный промывочный поток (90) и один или более потоков (100) добавок.
  6. 6. Способ по одному или более из предыдущих пунктов, в котором промывочный поток (60) содержит менее 10 об.ч./млн кислорода.
  7. 7. Способ по одному или более из предыдущих пунктов, в котором одна или более добавок являются ингибиторами коррозии, ингибиторами образования гидратов, гликолями или регуляторами рН, преимущественно гликолями и более предпочтительно этиленгликолем.
  8. 8. Способ по одному или более из предыдущих пунктов, в котором вторая фракция (70Ь) обогащенного добавкой(ами) потока (70) рециркулирует как часть промывочного потока (60) в очистной блок (24) без прохождения через блок (26) регенерации.
  9. 9. Способ по одному или более из предыдущих пунктов, в котором углеводородный поток (80) с пониженным содержанием добавок, который содержит природный газ, далее охлаждают и преимущественно сжижают, в результате чего получают сжиженный природный газ.
  10. 10. Устройство для уменьшения содержания одной или более добавок в газообразном углеводородном потоке, таком как природный газ, которое включает смеситель (12) для смешения потока (10) исходного углеводородного сырья с одной или более добавками (20) с образованием многофазного углеводородного потока (30) на первом участке (А);
    трубопровод (30) для пропускания многофазного углеводородного потока (30) от первого участка (А) ко второму участку (В2);
    сепаратор (22) на втором участке (В2) для разделения многофазного углеводородного потока (30) на один или более жидких потоков (50), содержащих большую часть одной или более добавок, и газообразный углеводородный поток (40), содержащий остаток одной или более добавок; и очистной блок (24) для промывки газообразного углеводородного потока (40) промывочным потоком (60), содержащим по меньшей мере 90% дистиллированной воды, в результате чего образуется обогащенный добавкой(ами) поток (70) и углеводородный поток (80) с пониженным содержанием добавки(ок).
  11. 11. Устройство по п.10, дополнительно включающее в себя блок (26) регенерации для регенерирования одного или более жидких потоков (50) из сепаратора (22) и для регенерирования по меньшей мере фракции (70а) обогащенного добавкой(ами) потока (70), в результате чего образуется очищенный промывочный поток (90); и трубопровод (60) для рециркуляции по меньшей мере фракции (90а) очищенного промывочного потока (90) в качестве промывочного потока (60) в очистной блок (24).
  12. 12. Устройство по п.10 или 11, в котором второй участок (В2) дополнительно включает в себя один или более блоков для уменьшения содержания примесей, и/или углеводородов С5+ из углеводородного потока (80) с пониженным содержанием добавки(ок), и/или одну или более охлаждающих, в том числе сжижающих, систем для создания сжиженного углеводородного потока, такого как сжиженный природный газ.
EA200901120A 2007-02-16 2008-02-15 Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке EA016012B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07102525 2007-02-16
PCT/EP2008/051846 WO2008099002A1 (en) 2007-02-16 2008-02-15 Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200901120A1 EA200901120A1 (ru) 2009-12-30
EA016012B1 true EA016012B1 (ru) 2012-01-30

Family

ID=38198577

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200901120A EA016012B1 (ru) 2007-02-16 2008-02-15 Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке

Country Status (5)

Country Link
US (2) US8445737B2 (ru)
AU (1) AU2008214557B2 (ru)
EA (1) EA016012B1 (ru)
NO (1) NO346209B1 (ru)
WO (1) WO2008099002A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110259794A1 (en) * 2010-04-23 2011-10-27 Chevron U.S.A. Inc. Removing chlathrate inhibitors from contaminated petroleum streams
AU2013207783B2 (en) 2012-01-13 2017-07-13 Lummus Technology Llc Process for providing C2 hydrocarbons via oxidative coupling of methane and for separating hydrocarbon compounds
US9670113B2 (en) 2012-07-09 2017-06-06 Siluria Technologies, Inc. Natural gas processing and systems
EP3074119B1 (en) 2013-11-27 2019-01-09 Siluria Technologies, Inc. Reactors and systems for oxidative coupling of methane
CN110655437B (zh) * 2014-01-08 2022-09-09 鲁玛斯技术有限责任公司 乙烯成液体的系统和方法
CA2904298A1 (en) * 2014-09-16 2016-03-16 Husky Oil Operations Limited Produced water steam generation process using produced water boiler with gas turbine
US10793490B2 (en) 2015-03-17 2020-10-06 Lummus Technology Llc Oxidative coupling of methane methods and systems
US20160289143A1 (en) 2015-04-01 2016-10-06 Siluria Technologies, Inc. Advanced oxidative coupling of methane
EP3442934A4 (en) 2016-04-13 2019-12-11 Siluria Technologies, Inc. OXIDIZING COUPLING OF METHANE FOR THE PRODUCTION OF OLEFINS

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2436122A1 (fr) * 1978-09-16 1980-04-11 Davy International Ag Procede pour recuperer du methanol contenu dans un courant gazeux
FR2618876A1 (fr) * 1987-07-30 1989-02-03 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau
US4948394A (en) * 1984-09-07 1990-08-14 Institut Francais Du Petrole Process and device for compressing and transporting a gas containing a liquid fraction
US5351756A (en) * 1992-05-20 1994-10-04 Institut Francais Du Petrole Process for the treatment and transportation of a natural gas from a gas well
US5877361A (en) * 1995-06-06 1999-03-02 Institute Francais Du Petrole Process for recycling a dispersing additive used for the transportation of a condensate gas or of an oil with associated gas in the presence of hydrates
WO2006046875A1 (en) * 2004-10-25 2006-05-04 Sargas As Method and plant for transport of rich gas
US20060123993A1 (en) * 2003-03-28 2006-06-15 Norolf Henriksen System for drying gas and use of the system
WO2006110192A1 (en) * 2005-04-07 2006-10-19 Exxonmobil Upstream Research Company Recovery of kinetic hydrate inhibitor

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4080424A (en) * 1976-02-11 1978-03-21 Institute Of Gas Technology Process for acid gas removal from gaseous mixtures
TW477890B (en) 1998-05-21 2002-03-01 Shell Int Research Method of liquefying a stream enriched in methane
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6631626B1 (en) * 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2436122A1 (fr) * 1978-09-16 1980-04-11 Davy International Ag Procede pour recuperer du methanol contenu dans un courant gazeux
US4948394A (en) * 1984-09-07 1990-08-14 Institut Francais Du Petrole Process and device for compressing and transporting a gas containing a liquid fraction
FR2618876A1 (fr) * 1987-07-30 1989-02-03 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau
US5351756A (en) * 1992-05-20 1994-10-04 Institut Francais Du Petrole Process for the treatment and transportation of a natural gas from a gas well
US5877361A (en) * 1995-06-06 1999-03-02 Institute Francais Du Petrole Process for recycling a dispersing additive used for the transportation of a condensate gas or of an oil with associated gas in the presence of hydrates
US20060123993A1 (en) * 2003-03-28 2006-06-15 Norolf Henriksen System for drying gas and use of the system
WO2006046875A1 (en) * 2004-10-25 2006-05-04 Sargas As Method and plant for transport of rich gas
WO2006110192A1 (en) * 2005-04-07 2006-10-19 Exxonmobil Upstream Research Company Recovery of kinetic hydrate inhibitor

Also Published As

Publication number Publication date
US20130310621A1 (en) 2013-11-21
WO2008099002A1 (en) 2008-08-21
US20100140144A1 (en) 2010-06-10
NO346209B1 (no) 2022-04-19
AU2008214557B2 (en) 2010-09-30
NO20093005L (no) 2009-09-15
AU2008214557A1 (en) 2008-08-21
EA200901120A1 (ru) 2009-12-30
US8445737B2 (en) 2013-05-21
US8779223B2 (en) 2014-07-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA016012B1 (ru) Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке
RU2508308C2 (ru) Способ регенерации ингибитора образования гидратов
CA3001479C (en) Compact subsea dehydration
JP3074394B2 (ja) 天然ガスの輸送および処理のための方法および装置
KR102072368B1 (ko) 글리콜 스트림을 순환시키기 위한 방법과 장치, 및 천연 가스 생성물 스트림을 생성하는 방법
US9205370B2 (en) Process for recovery of processing liquids
EA009248B1 (ru) Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения
RU2509208C2 (ru) Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока и жидких углеводородных потоков и устройство для его осуществления
EA012227B1 (ru) Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа
KR20080045200A (ko) 수중 환경에서 천연 가스의 탈수
EA012742B1 (ru) Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа
CN104151119A (zh) 一种碳四深加工制备异辛烷的方法
EA017512B1 (ru) Обработка потока сырой нефти и природного газа
RU2385180C1 (ru) Способ очистки углеводородных газов
RU2676055C1 (ru) Установка комплексной очистки легких углеводородных фракций
RU2387695C1 (ru) Установка очистки нефти (варианты)
RU2541313C1 (ru) Установка подготовки углеводородного конденсата (варианты)
Shoaib et al. Application of compact mixer technique for khalda gas dehydration plant
RU2784052C1 (ru) Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола
RU2188224C2 (ru) Установка перегонки нефтяного продукта
WO2020027236A1 (ja) 生産流体処理システム及び生産流体の処理方法
Mentes et al. Floating Production Storage and Offloading Units and topside fascilities
RU2578155C1 (ru) Установка подготовки сероводородсодержащей нефти
Sheikh Zeineddin Water Treatment on the Tempa Rossa Project
RU2569348C1 (ru) Способ подготовки углеводородного сырья с газовой фазой к транспорту

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