EA017240B1 - Установка и способ для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей - Google Patents

Установка и способ для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей Download PDF

Info

Publication number
EA017240B1
EA017240B1 EA201070277A EA201070277A EA017240B1 EA 017240 B1 EA017240 B1 EA 017240B1 EA 201070277 A EA201070277 A EA 201070277A EA 201070277 A EA201070277 A EA 201070277A EA 017240 B1 EA017240 B1 EA 017240B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
column
product
feed gas
head product
stream
Prior art date
Application number
EA201070277A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201070277A1 (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 EA201070277A1 publication Critical patent/EA201070277A1/ru
Publication of EA017240B1 publication Critical patent/EA017240B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • 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
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

В рассматриваемых установках для извлечения ГКЖ из природного газа применяются чередующиеся потоки флегмы в первой колонне и обводной поток остаточного газа, причем расширение различных технологических потоков обеспечивает, по существу, весь режим охлаждения в установке. Рассматриваемые установки имеют не только гибкое извлечение этана в диапазоне между 2 и 90% при извлечении по меньшей мере 99% пропана, но и снижение, а в более типичном случае исключение необходимости внешнего охлаждения.

Description

В этой заявке заявляются притязания на приоритет в соответствии с одновременно рассматриваемой заявкой № 60/955697 на временный патент США, поданной тем же заявителем 14 августа 2007 г.
Область техники, к которой относится изобретение
Областью, к которой относится изобретение, являются конфигурации и способы обработки природного газа, а в частности гибкое извлечение газоконденсатных жидкостей (ГКЖ) из природного газа.
Предпосылки создания изобретения
Многие природные и синтетические газы содержат множество разных углеводородов, и в данной области техники известны многочисленные разделяющие способы и конфигурации для получения коммерчески выгодных фракций из таких газов. В типичном способе газоотделения поток сырьевого газа под давлением охлаждают посредством теплообменника, как правило, с помощью охлаждения пропаном, когда сырьевой газ обогащен (содержит более 5% С3+-компонентов), и когда этот газ охлаждается, происходит конденсация жидкостей из охлаждаемого газа. Эти жидкости затем расширяют и фракционируют в ректификационной колонне (например, этаноотгонной колонне или метаноотгонной колонне) для отделения осадочных компонентов, таких как метан, азот и другие летучие газы в виде перегретого пара от желаемых С2-, Сз- и более тяжелых компонентов.
Например, в патенте США № 5890378, ВашЬо е! а1., описана система, в которой абсорбер орошают и в которой конденсатор этаноотгонной колонны выдает флегму и для абсорбера, и для этаноотгонной колонны, а требования по охлаждению удовлетворяются с помощью турбодетандера и охлаждения пропаном. Хотя конфигурация ВашЬо выгодно снижает капитальные затраты на оборудование, связанное с обеспечением орошения для абсорбирующей секции и метаноотгонной колонны, высокое извлечение метана, 80%, затрудняется, когда давление сырьевого газа меньше 68,95 МПа (1000 фунтов-сил на квадратный дюйм (фн-с/кв.д.)), из-за меньшего охлаждения турборасширением при одновременном снижении давления абсорбера. Более того, когда газ имеет высокое содержание СО2 (например, свыше 2 мол.%), охлаждение расширением оказывается проблематичным из-за возможности замерзания СО2 в метаноотгонной колонне. Следовательно, такие установки, как правило, требуют глубокого охлаждения пропаном, которое, однако, неизбежно ограничено уровнем температуры хладагента. Более того, охлаждение пропаном требует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат и признается оказывающим влияние на безопасность установок для получения ГКЖ. Высокое извлечение метана, свыше 80%, вряд ли достижимо посредством одного лишь турборасширения, и поэтому требуется охлаждение пропаном, вносящее сложность и угрозы безопасности, в частности, в перенаселенных прибрежных районах и в условиях эксплуатации существующих сооружений. Чтобы справиться, по меньшей мере, с некоторыми из проблем, связанных с относительно низкой эффективностью и низким извлечением, в патенте США № 5953935, Богепкеп, описана конфигурация установки, в которой флегма для абсорбера получается путем сжатия, охлаждения и расширения спутной струи сырьевого газа по циклу ДжоуляТомпсона. Хотя конфигурация Богепкеп обычно обеспечивает повышенное извлечение пропана, извлечение этана, как правило, ограничено диапазоном примерно от 20 до 40%.
В других конфигурациях применяют турбодетандер для обеспечения охлаждения сырьевого газа с целью высокого извлечения пропана или этана. Возможные конфигурации описаны, например, в патенте США № 4278457 и патенте США № 4854955, СатрЬе11 е! а1., в патенте США № 5953935, МсЭегшой е! а1., в патенте США № 6244070, ЕШой е! а1., или в патенте США № 5890377, Еодйейа. Хотя такие конфигурации могут обеспечить, по меньшей мере, несколько преимуществ над другими процессами, они в типичном случае требуют модификаций турбодетандеров и изменений в условиях эксплуатации, когда установки переводят из режима извлечения пропана в режим извлечения этана или наоборот, или когда состав сырьевого газа изменяется со временем. Эти известные конфигурации в типичном случае рассчитаны на работу в пределах узкого диапазона составов сырьевого газа и давлений впуска при использовании охлаждения пропаном. В большинстве случаев высокие уровни извлечения также ограничиваются замерзанием СО2 в метаноотгонной колонне, а извлечение пропана будет падать в большинстве случаев при работе в режиме отвода этана.
Известны различные конфигурации для снижения требований к охлаждению, в которых дополнительный поток обедненной флегмы направляется в метаноотгонную колонну, как описано в документах АО04065868Л2 и АО04080936Л1. Ра!е1. Аналогичным образом, в документе АО2007/001669Л2. Рйшап е! а1., описана установка, в которой поток рециркуляционного остаточного газа применяется для управления температурой этаноотгонной колонны с целью повышенного извлечения этана. Аналогичным образом, Мак е! а1. (АО2007/014069Л2) ведут речь об использовании потока рециркуляционного остаточного газа и обедненного холодного сырьевого газа для обеспечения повышенного извлечения этана. В качестве альтернативы, как описано в патенте США № 6116050, Уао, комбинированную флегму с остаточным газом и головным продуктом этаноотгонной колонны используют в головном продукте метаноотгонной колонны, а схема двойного орошения с использованием рециркуляции остаточного газа и головного продукта этаноотгонной колонны представлена в документе АО2007/014209Л2, Бсйгоейег е! а1. Хотя такие установки с выгодой снижают энергопотребление и увеличивают извлечение С2компонентов, по меньшей мере, в некоторой степени, в них все равно остаются серьезные недостатки. Наиболее значимый заключается в том, что все или почти все такие конфигурации требуют относительно
- 1 017240 фиксированного состава сырьевого газа и, как правило, страдают недостатком гибкости, когда требуется изменение в извлечении этана.
Чтобы справиться, по меньшей мере, с некоторыми из проблем, связанных с недостатком гибкости применительно к уровням извлечения этана с одновременным поддержанием высокого уровня извлечения пропана, для процесса двойного орошения, описанного в патенте США № 7051553, Мак с1 а1., предложена конфигурация, в которой первая колонна принимает два потока флегмы: один поток флегмы содержит паровую часть ГКЖ, а другой поток флегмы содержит обедненную флегму, обеспечиваемую головным продуктом второй ректификационной колонны. Хотя такой процесс выгоден для изменения уровней извлечения этана с целью удовлетворения спроса на рынке этана, он все же требует внешнего охлаждения и турборасширения для охлаждения сырьевого газа с целью поддержания высокого уровня извлечения.
Таким образом, известны различные конфигурации и способы извлечения газоконденсатных жидкостей, причем все или почти все они страдают одним или несколькими недостатками. Следовательно, по-прежнему существует потребность в разработке способов и конфигураций для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей.
Краткое изложение существа изобретения
Данное изобретение посвящено конфигурациям и способам извлечения ГКЖ из природного газа с использованием первой колонны, которая может принимать чередующиеся потоки флегмы, и с использованием потока рециркуляционного остаточного газа либо для формирования потока обедненной холодной флегмы, либо для обеспечения охлаждения холодильника сырьевого газа. Головной продукт второй колонны затем используется в качестве потока сырьевого газа или потока флегмы первой колонны. Следует отметить, что в таких конфигурациях и способах поток флегмы выбирают в зависимости от желаемого извлечения ГКЖ.
В одном предпочтительном аспекте предлагаемого объекта изобретения способ извлечения ГКЖ из природного газа включает в себя этап, на котором подают паровую часть охлажденного сырьевого газа в первую колонну, формируя тем самым кубовый продукт первой колонны и головной продукт первой колонны, и выдают чередующиеся первый и второй потоки флегмы в первую колонну. На другом этапе кубовый продукт первой колонны подают во вторую колонну, получая таким образом головной продукт второй колонны и кубовый продукт второй колонны, а на еще одном этапе головной продукт первой колонны сжимают, а затем расширяют эту часть сжатого головного продукта первой колонны. На еще одном этапе используют расширение сжатого головного продукта первой колонны для обеспечения охлаждения сырьевого газа, когда головной продукт второй колонны используется в качестве второго потока флегмы, и используют расширение сжатого головного продукта первой колонны для обеспечения охлаждения первой колонны, когда часть головного продукта первой колонны используется в качестве первой флегмы. При осуществлении таких способов обычно предпочтительно, чтобы расширение головного продукта второй колонны использовалось для обеспечения охлаждения первой колонны.
При осуществлении особо предпочтительных способов головной продукт первой колонны сжимают до достижения давления трубопровода, также предпочтительно, чтобы часть сжатого головного продукта первой колонны составляла, как правило, от 10 до 50% сжатого головного продукта первой колонны. Кроме того, в общем случае предпочтительно, чтобы охлажденный сырьевой газ охлаждали с использованием охлаждающего содержимого головного продукта первой колонны и/или потока ребойлера второй колонны, а если это желательно, то можно обеспечить дополнительное охлаждение первой колонны путем расширения паровой части. В альтернативном или дополнительном варианте можно также обеспечить дополнительное охлаждение второй колонны путем расширения жидкой части охлажденного сырьевого газа.
В большинстве аспектов предлагаемого объекта изобретения вторую колонну эксплуатируют при давлении, которое выше, чем рабочее давление первой колонны, как правило по меньшей мере на 68,95344,74 кПа (10-50 фн-с/кв.д), а в более типичном случае - выше на 137,90-689,48 кПа (20-100 фн-с/кв.д).
Что касается извлекаемых ГКЖ, то обычно полагают, что кубовый продукт второй колонны содержит по меньшей мере 99% пропана, содержавшегося в сырьевом газе, и по меньшей мере 80% этана, содержавшегося в сырьевом газе, и/или что извлечение этана в кубовом продукте второй колонны изменяется между 2 и 90% этана, содержавшегося в сырьевом газе. Поэтому рассматриваемые кубовые продукты второй колонны будут содержать по меньшей мере 99% пропана, содержавшегося в сырьевом газе, а извлечение этана в кубовом продукте второй колонны может изменяться между 2 и 90% этана, содержавшегося в сырьевом газе.
В еще одном аспекте предлагаемого объекта изобретения установка для извлечения газоконденсатных жидкостей будет в типичном случае содержать первую колонну, гидравлически связанную со второй колонной, так что кубовый продукт первой колонны подается во вторую колонну, причем первая колонна имеет конфигурацию, обеспечивающую орошение с использованием чередующихся первого и второго потоков флегмы. Такие установки будут дополнительно включать в себя компрессор, который гидравлически связан с первой колонной и имеет конфигурацию, обеспечивающую сжатие головного продукта первой колонны, а также дополнительно включать в себя обводной трубопровод, имеющий
- 2 017240 конфигурацию, обеспечивающую чередующуюся подачу части сжатого головного продукта первой колонны в теплообменник для сырья или в первую колонну в качестве первого потока флегмы. В типичном случае имеется второй трубопровод, конфигурация которого обеспечивает подачу головного продукта второй колонны в первую колонну в качестве (а) сырья колонны, когда часть сжатого головного продукта первой колонны подается в первую колонну в качестве первой флегмы, или (Ь) второго потока флегмы, когда часть сжатого головного продукта первой колонны подается в теплообменник для сырья.
Кроме того, в предпочтительном варианте рассматриваемые установки будут дополнительно содержать один или более боковых ребойлеров, которые термически связаны с трубопроводом сырьевого газа, обеспечивая охлаждение сырьевого газа. Тогда, в наиболее типичном случае, предусматривается сепаратор, гидравлически связанный с первой колонной и имеющий конфигурацию, которая обеспечивает выработку этим сепаратором паровой части сырьевого газа и жидкой части сырьевого газа. В таких установках обычно предпочтительно, чтобы между сепаратором и первой колонной было подключено расширительное устройство, имеющее конфигурацию, обеспечивающую снижение давления в паровой части и/или жидкой части. Кроме того, обычно предпочтительно, чтобы обводной трубопровод включал в себя одно или более расширительных устройств (в наиболее типичном случае - клапан, работающий по циклу Джоуля-Томпсона, 1Т).
Что касается компрессора, то обычно предпочтительно, чтобы один или более компрессоров имели конфигурацию, обеспечивающую сжатие головного продукта первой колонны, по меньшей мере, до достижения давления трубопровода. Другие рассматриваемые установки также будут включать в себя второй теплообменник, который дополнительно охлаждает сырьевой газ с использованием охлаждающего содержимого головного продукта первой колонны. Как отмечалось выше, в общем случае предпочтительно, чтобы первая колонна имела конфигурацию, обеспечивающую ее эксплуатацию при первом давлении, а вторая колонна имела конфигурацию, обеспечивающую ее эксплуатацию при втором давлении, и чтобы при этом второе давление было выше, чем первое давление. Что касается обводного трубопровода, то предполагается, что этот трубопровод предпочтительно имеет конфигурацию, обеспечивающую обвод от 10 до 50% всего сжатого головного продукта первой колонны. Такой объем обвода обеспечивает изменяемое извлечение в диапазоне между 2 и 90% метана, содержавшегося в сырьевом газе, с одновременным поддержанием высокого уровня извлечения пропана (99% и выше).
Различные задачи, признаки, аспекты и преимущества данного изобретения станут более понятными из нижеследующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежа
На чертеже представлена возможная конфигурация установки для извлечения ГКЖ в соответствии с предлагаемым объектом изобретения.
Подробное описание
Автор изобретения обнаружил, что высокого уровня извлечения ГКЖ (например, по меньшей мере 99% С3- и по меньшей мере 99% С2-компонентов) можно достичь в конфигурациях, в которых используется поток рециркуляционного охлажденного остаточного газа, при этом установка имеет такую конфигурацию, что первая колонна может принимать поток флегмы из одного из двух мест, при этом поток флегмы выбирают в зависимости от желаемого извлечения ГКЖ. В преимущественном варианте требования по внешнему охлаждению полностью исключаются в таких конфигурациях, и следует также признать, что рассматриваемые установки и способы будут обеспечивать изменяемые уровни извлечения этана посредством переключающих клапанов, которые обеспечивают выбор одного из двух потоков флегмы.
В наиболее предпочтительном варианте в рассматриваемых установках и способах применяется двухколонная конфигурация для извлечения ГКЖ, имеющая абсорбер и ректификационную колонну, и обводной контур, по которому происходит рециркуляция части выпускаемого компрессором остаточного газа, что позволяет исключить внешнее охлаждение. Абсорбер имеет конфигурацию, обеспечивающую прием двух чередующихся потоков флегмы, при этом один поток флегмы всасывается из пара головного продукта из колонны для извлечения С3-компонентов и при этом другой поток флегмы всасывается из газа, очищенного от жидких примесей, для извлечения С2-компонентов. Такие установки обеспечивают извлечение С2-компонентов на уровне по меньшей мере 80% и извлечение С3-компонентов на уровне по меньшей мере 99% при гибкости изменения извлечения С2-компонентов от 2 до 90% и одновременном поддержании извлечения С3-компонентов на уровне 99%. Гибкость достигается посредством первой колонны, которая принимает поток флегмы из потока рециркуляционного остаточного газа во время извлечения этана или поток флегмы из второй колонны во время извлечения пропана или отвода этана (в таком случае поток рециркуляционного остаточного газа используется для пополнения сырьевого газа, охлаждаемого посредством работы по циклу Джоуля-Томпсона).
С точки зрения другой перспективы, следует признать, что рассматриваемые способы и конфигурации включают в себя первую и вторую колонны, в которых используется рециркуляция остаточного газа, находящегося под высоким давлением, для исключения внешнего охлаждения. В таких установках первая колонна принимает чередующиеся потоки флегмы, причем один поток флегмы содержит пар головного продукта из ректификационной колонны для извлечения С3-компонентов и при этом, в альтерна
- 3 017240 тивном варианте поток флегмы содержит охлажденный остаточный рециркуляционный газ для извлечения С2-компонентов.
Рассматриваемые конфигурации особенно выгодны применительно к извлечению ГКЖ, которое требует извлечения С2-компонентов на уровне по меньшей мере 99% и гибкости в изменении уровня извлечения С2-компонентов от 2 до 90% с поддержанием восстановления С3-компонентов на уровне 99%. Следовательно, высокий уровень извлечения ГКЖ достигается без внешнего охлаждения путем использования рециркуляции остаточного газа и потока обедненной флегмы. В течение режима извлечения этана остаточный газ охлаждают в теплообменнике для головного продукта и в цикле Джоуля-Томпсона, подавая затем на верхнюю тарелку первой колонны, а во время режима извлечения пропана остаточный газ охлаждают, а затем подвергают циклу Джоуля-Томпсона, чтобы обеспечить охлаждение для теплообменника сырьевого газа.
В одной возможной конфигурации, показанной на фиг. 1, установка для извлечения ГКЖ имеет первую колонну 58, которая гидравлически сообщается со второй колонной 59. Сырье 1 в виде природного газа с типичным составом 84% ^-компонентов, 7% С2-компонентов, 5% С3-компонентов, 3% СО2 (все числа указаны в молярных процентах), а остальное - С4+-углеводороды, попадает в установку для восстановления ГКЖ при температуре примерно 32,22°С (90°Р) и давлении примерно 68,95 МП а (1000 фн-с/кв.д) и разделяется на две части - поток 2 и поток 3. Во время извлечения этана поток 2 охлаждают в боковых ребойлерах 52 и 53 второй колонны с образованием потоков 4 и 5, причем поток 5 имеет температуру примерно -28,80°С (-20°Р). Поток 3 охлаждают в теплообменнике 51 с использованием потока 8 охлаждающего газа, что приводит к образованию потока 6 при температуре от примерно -33,33°С (-28°Р) до 4,44°С (40°Р). Во время извлечения этана доступные тепловые нагрузки для боковых ребойлеров значительно снижаются, и в типичном случае используется лишь ребойлер 53 верхней стороны. Потоки 5 и 6 объединяются с образованием потока 7, который дополнительно охлаждается в теплообменнике 54, образуя двухфазный поток 14 при температуре от примерно -15,00 до -33,33°С (от примерно 5°Р до -28°Р). Конденсат отделяется в сепараторе 56 с образованием потока 22 жидкости, а поток 21 пара расширяется в детандере 57, превращаясь в поток 24 при давлении примерно 3,10 МПа (450 фн-с/кв.д) и температуре от примерно -51,11°С (-60°Р) до примерно -67,78°С (-90°Р). Мощность, получаемая от детандера, предпочтительно используется для привода компрессора 65 повторного сжатия. Давление потока 22 жидкости снижается в клапане 70, работающем по циклу Джоуля-Томпсона, что приводит к образованию потока 15 при давлении примерно 3,10 МПа (450 фн-с/кв.д) и температуре от примерно -34,44°С (-30°Р) до примерно -45,56°С (-50°Р), который подается в теплообменник 54 для извлечения хладагента до фракционирования во второй ректификационной колонне посредством потока 23. Следует отметить, что вышеуказанные диапазоны температур демонстрируют в качестве примеров условия эксплуатации между извлечением этана и отводом этана.
В особо предпочтительных конфигурациях осуществляется рециркуляция части потока 11 остаточного газа, в типичном случае составляющей от примерно 10% (во время извлечения пропана) до 50% (во время извлечения этана) потока остаточного газа. Поток 11 сначала охлаждают остаточным газом в теплообменнике 51 с образованием потока 10 при температуре примерно -1,11°С (30°Р), а затем в теплообменнике 54 до температуры примерно -34,44°С (-30°Р) с образованием потока 12, а затем, для извлечения этана, в теплообменнике 55 с образованием потока 16 при температуре примерно -78,89°С (-110°Р). Во время извлечения этана клапан 71, работающий по циклу Джоуля-Томпсона, закрыт, а клапан 90, работающий по циклу Джоуля-Томпсона, открыт, и давление потока 16 снижается в клапане 90, работающем по циклу Джоуля-Томпсона, примерно до 3,10 МПа (450 фн-с/кв.д) с образованием потока 25 обедненной флегмы при температуре примерно -95,56°С (-140°Р), который подается на верхнюю тарелку первой колонны. Во время извлечения пропана клапан 90, работающий по циклу Джоуля-Томпсона, закрыт, а давление охлажденного рециркуляционного газа снижается в клапане 71, работающем по циклу ДжоуляТомпсона, с образованием двухфазного потока 19 при давлении примерно 3,10 МПа (450 фн-с/кв.д), который повторно объединяется с остаточным газом из теплообменника 55 при температуре примерно -45,56°С (-50°Р), что обеспечивает охлаждение сырьевого газа в теплообменниках 51 и 54 посредством потока 13.
Поток 18 пара головного продукта первой колонны, как правило, при температуре от примерно -73,33°С (-100°Р) до -92,78°С (-135°Р) используется в качестве хладагента при охлаждении сырьевого газа и рециркуляционного газа в теплообменниках 55, 54 и 51 перед сжатием в компрессоре 65 повторного сжатия остаточного газа и компрессоре 67 остаточного газа. Таким образом, следует признать, что пар головного продукта первой колонны охлаждает рециркуляционный газ и что газ головного продукта второй колонны и рециркуляционный газ подвергаются воздействию цикла Джоуля-Томпсона, чтобы таким образом обеспечить охлаждение сырьевого газа во время извлечения пропана. Кроме того, можно переключить работу на извлечение этана путем орошения первой колонны рециркуляционным остаточным газом. В предпочтительном аспекте, переключение между извлечением этана и извлечением пропана достигается путем изменения положений клапанов: во время извлечения этана клапан 71 закрыт и клапан 90 открыт, а во время извлечения пропана клапан 71 открыт и клапан 90 закрыт. Клапан 73 открыт при извлечении пропана и закрыт при извлечении этана, а клапан 74 закрыт при извлечении пропана и открыт при извлечении этана.
- 4 017240
Первая колонна 58 также создает поток 28 кубового продукта, как правило, при температуре от примерно -73,33°С (-100°Б) до -83,89°С (-115°Б), который перекачивается насосом 63 с образованием потока 32 при давлении примерно 3,10 МПа (450 фн-с/кв.д). Во время операции извлечения пропана поток кубового продукта колонны действует как хладагент, обеспечивая режим конденсации флегмы в теплообменнике 60 второй колонны перед подачей во вторую колонну в качестве потока 33. На этой операции клапан 91 закрыт, а клапан 92 открыт, что приводит к частичной конденсации потока 34 головного продукта второй колонны в конденсаторе 60 при температуре примерно -38,35°С (-35°Б) с образованием потока 35, который разделяется в сборнике 61 флегмы на поток 30 пара и поток 37 жидкости. Жидкая часть 37 перекачивается насосом 62 флегмы с образованием потока 38 флегмы в секцию охлаждения второй колонны. Вторая колонна 59 дает кубовый продукт 39 ГКЖ.
В частности, следует ясно представлять себе, что рассматриваемые конфигурации можно использовать для извлечения этана или пропана посредством изменения положений клапанов. Например, когда требуется извлечение этана, конденсатор 60 может быть отключен, а поток 32 кубовой жидкости первой колонны вводится непосредственно на верхнюю тарелку второй колонны посредством закрывания клапана 92 и открывания клапана 91, а головной пар из потока 31 второй колонны (в виде потоков 34, 35 и 30) направляется непосредственно к низу первой колонны за счет открывания клапана 74.
Если желательно, изменяемое извлечение этана (например, от примерно 2 до примерно 90%), отношение расходов между расходами к верхней тарелке первой колонны и нижней тарелке первой колонны можно изменять: увеличение расхода согласно потоку 31 относительно потока 28 посредством управляющих клапанов 72 и 74 увеличивает извлечение этана, а уменьшение относительных расходов соответственно уменьшает извлечение этана. Если поток 30 используется в качестве флегмы для первой колонны (при извлечении пропана), то флегма охлаждается детандером 55 относительно головного продукта первой колонны для образования потока 26, который дополнительно охлаждается расширением по циклу Джоуля-Томпсона с образованием потока 26 в клапане 73, работающем по циклу ДжоуляТомпсона.
Таким образом, следует отметить, что во время извлечения пропана головной пар второй колонны охлаждается и частично конденсируется с использованием содержимого хладагента кубовых остатков первой колонны, что дает поток пара и жидкости. Поток пара, обогащенного этаном, дополнительно охлаждается головным продуктом первой колонны с образованием флегмы для первой колонны. Во время извлечения этана головной пар второй колонны направляется непосредственно к низу первой колонны для ректификации и извлечения этана и более тяжелых компонентов. Предпочтительная операция извлечения ГКЖ включает в себя переключение клапанов, которые дают возможность переключения из режима извлечения пропана в режим извлечения этана и наоборот, причем различных уровней извлечения этана можно достичь путем разделения потока головного продукта второй колонны между верхней тарелкой первой колонны и нижней тарелкой первой колонны.
Что касается подходящих потоков сырьевого газа, предполагается, что могут оказаться приемлемыми различные потоки сырьевого газа, а наиболее подходящие потоки сырьевого газа могут включать в себя различные углеводороды разной молекулярной массы. Что касается молекулярной массы рассматриваемых углеводородов, то в общем случае предпочтительно, чтобы поток сырьевого газа включал в себя С1-С6-углеводороды. Вместе с тем, подходящие потоки сырьевого газа могут дополнительно содержать кислые газы (например, диоксид углерода, сероводород) и другие газообразные компоненты (например, водород). Следовательно, конкретно предпочтительными потоками сырьевых газов являются природный газ и газоконденсатные жидкости.
Таким образом, следует, в частности, признать, что в рассматриваемых конфигурациях требования по охлаждению первой колонны, по меньшей мере, частично удовлетворяются потоками продуктов и рециркуляционным газом и что восстановление С2/С3-компонентов можно изменять за счет применения отличающегося потока флегмы. Что касается восстановления С2-компонентов, то предусматривается, что такие конфигурации обеспечивают извлечение на уровне по меньшей мере 85%, в более типичном случае по меньшей мере 88%, а в наиболее типичном случае по меньшей мере 90%, и при этом предусматривается, что извлечение С3-компонентов будет на уровне по меньшей мере 95%, в более типичном случае по меньшей мере 98%, а в наиболее типичном случае по меньшей мере 99%. Кроме того, соответствующие конфигурации, предположения и способы описаны в заявках того же заявителя по договору о патентной кооперации, которые имеют номера публикации XVО 2005/045338 и ХУО 2007/014069 и обе упоминаются здесь для справок.
Таким образом, описаны конкретные варианты осуществления и приложения повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей. Вместе с тем, специалисты в данной области техники должны понять, что, помимо уже описанных здесь в рамках приведенных изобретательских замыслов возможно значительно большее количество модификаций. Следовательно, объект предлагаемого изобретения не ограничивается ничем, кроме существа данного изобретения. Более того, при интерпретации описания и рассматриваемой формулы изобретения все термины следует толковать в самом широком возможном смысле в соответствии с контекстом. В частности, термины содержит (включает в себя, заключается в
- 5 017240 том, что) и содержащий (включающий в себя, заключающийся в том, что) следует интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам или этапам в неисключительном смысле, указывая, что упоминаемые элементы, компоненты или этапы могут присутствовать или могут быть использованы или объединены с другими элементами, компонентами или этапами, на которые нет ссылок в явном виде. Помимо этого, если определение или употребление термина в первоисточнике, приводимом здесь для справок, не совпадает с определением этого термина в данном описании или противоречит этому определению, то применяется определение термина, приводимое в данном описании, а определение этого термина в упомянутом первоисточнике не применяется.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей из природного газа, заключающийся в том, что подают паровую часть охлажденного сырьевого газа в первую колонну, формируя тем самым кубовый продукт первой колонны и головной продукт первой колонны, и обеспечивают чередующиеся первый и второй потоки флегмы в первую колонну;
    подают кубовый продукт первой колонны во вторую колонну, получая таким образом головной продукт второй колоны и кубовый продукт второй колонны;
    сжимают головной продукт первой колонны и затем расширяют часть сжатого головного продукта первой колонны в расширительном устройстве;
    используют расширение сжатого головного продукта первой колонны для охлаждения сырьевого газа, когда головной продукт второй колонны используют в качестве второго потока флегмы, и используют расширение сжатого головного продукта первой колонны для охлаждения первой колонны, когда часть головного продукта первой колонны используют в качестве первой флегмы; и используют расширение головного продукта второй колонны во втором расширительном устройстве для охлаждения первой колонны.
  2. 2. Способ по п.1, в котором этап сжатия включает в себя сжатие головного продукта первой колонны до достижения давления трубопровода.
  3. 3. Способ по п.1, в котором упомянутая часть сжатого головного продукта первой колонны составляет от 10 до 50% сжатого головного продукта первой колонны.
  4. 4. Способ по п.1, в котором сырьевой газ охлаждают головным продуктом первой колонны и/или потоком ребойлера второй колонны.
  5. 5. Способ по п.1, в котором дополнительно охлаждают первую колонну путем расширения паровой части.
  6. 6. Способ по п.1, в котором дополнительно охлаждают вторую колонну расширенной жидкой частью охлажденного сырьевого газа.
  7. 7. Способ по п.1, в котором вторую колонну эксплуатируют при давлении, которое по меньшей мере на 344,74 кПа (50 фн-с/кв.д) выше, чем рабочее давление первой колонны.
  8. 8. Способ по п.1, в котором кубовый продукт второй колонны содержит по меньшей мере 99% пропана, содержавшегося в сырьевом газе, и по меньшей мере 80% этана, содержавшегося в сырьевом газе.
  9. 9. Способ по п.1, в котором извлечение этана в кубовом продукте второй колонны изменяется между 2 и 90% этана, содержавшегося в сырьевом газе.
  10. 10. Способ по п.1, в котором кубовый продукт второй колонны содержит по меньшей мере 99% пропана, содержавшегося в сырьевом газе, и при этом извлечение этана в кубовом продукте второй колонны изменяется между 2 и 90% этана, содержавшегося в сырьевом газе.
  11. 11. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, содержащая первую колонну, гидравлически связанную со второй колонной, так что кубовый продукт первой колонны подается во вторую колонну, причем первая колонна имеет конфигурацию, обеспечивающую орошение с использованием чередующихся первого и второго потоков флегмы;
    компрессор, который гидравлически связан с первой колонной и обеспечивает сжатие головного продукта первой колонны;
    обводной трубопровод, который принимает из компрессора сжатый головной продукт первой колонны и включает в себя расширительное устройство, которое обеспечивает чередующуюся подачу части сжатого головного продукта первой колонны в теплообменник для сырья или в первую колонну в качестве первого потока флегмы; и второй трубопровод, который обеспечивает подачу головного продукта второй колонны в первую колонну в качестве (а) сырья колонны, когда часть сжатого головного продукта первой колонны подается в первую колонну в качестве первой флегмы, или (Ь) второго потока флегмы, когда часть сжатого головного продукта первой колонны подается в теплообменник для сырья.
  12. 12. Установка по п.11, дополнительно содержащая боковой ребойлер второй колонны, который термически связан с трубопроводом сырьевого газа, обеспечивая охлаждение сырьевого газа.
  13. 13. Установка по п.11, дополнительно содержащая сепаратор, гидравлически связанный с первой колонной и имеющий конфигурацию, которая обеспечивает выработку этим сепаратором паровой части
    - 6 017240 сырьевого газа и жидкой части сырьевого газа.
  14. 14. Установка по п.13, дополнительно содержащая расширительное устройство, гидравлически подключенное между сепаратором и первой колонной и имеющее конфигурацию, обеспечивающую снижение давления в паровой части.
  15. 15. Установка по п.11, в которой обводной трубопровод дополнительно включает в себя одно расширительное устройство.
  16. 16. Установка по п.11, в которой компрессор имеет конфигурацию, обеспечивающую сжатие головного продукта первой колонны до достижения давления трубопровода.
  17. 17. Установка по п.11, дополнительно содержащая второй теплообменник, который дополнительно охлаждает сырьевой газ головным продуктом первой колонны.
  18. 18. Установка по п.11, в которой первая колонна имеет конфигурацию, обеспечивающую ее эксплуатацию при первом давлении, а вторая колонна имеет конфигурацию, обеспечивающую ее эксплуатацию при втором давлении, и при этом второе давление выше, чем первое давление.
  19. 19. Установка по п.11, в которой обводной трубопровод имеет конфигурацию, обеспечивающую транспортировку сжатого головного продукта первой колонны в объеме между 10 и 50%.
  20. 20. Установка по п.11, имеющая конфигурацию, которая обеспечивает изменяемое извлечение в диапазоне между 2 и 90% этана, содержавшегося в сырьевом газе.
EA201070277A 2007-08-14 2008-08-13 Установка и способ для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей EA017240B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US95569707P 2007-08-14 2007-08-14
PCT/US2008/009736 WO2009023252A1 (en) 2007-08-14 2008-08-13 Configurations and methods for improved natural gas liquids recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201070277A1 EA201070277A1 (ru) 2010-08-30
EA017240B1 true EA017240B1 (ru) 2012-10-30

Family

ID=40351016

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201070277A EA017240B1 (ru) 2007-08-14 2008-08-13 Установка и способ для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9103585B2 (ru)
EP (1) EP2185878A1 (ru)
CN (1) CN101815915B (ru)
AU (1) AU2008287322B2 (ru)
CA (1) CA2694149A1 (ru)
EA (1) EA017240B1 (ru)
MX (1) MX336113B (ru)
WO (1) WO2009023252A1 (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2619021C (en) * 2005-04-20 2010-11-23 Fluor Technologies Corporation Integrated ngl recovery and lng liquefaction
WO2012087740A1 (en) * 2010-12-23 2012-06-28 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
MX361725B (es) * 2011-06-20 2018-12-14 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para reajustar una instalacion de recuperacion de gas natural licuado.
US20140075987A1 (en) * 2012-09-20 2014-03-20 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for ngl recovery for high nitrogen content feed gases
AU2013370173B2 (en) * 2012-12-28 2018-10-04 Linde Engineering North America Inc. Integrated process for NGL (natural gas liquids recovery) and LNG (liquefaction of natural gas)
US9423175B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-23 Fluor Technologies Corporation Flexible NGL recovery methods and configurations
US9581385B2 (en) * 2013-05-15 2017-02-28 Linde Engineering North America Inc. Methods for separating hydrocarbon gases
WO2015103403A1 (en) 2014-01-02 2015-07-09 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
WO2015158395A1 (en) * 2014-04-17 2015-10-22 Statoil Petroleum As Extraction of natural gas liquids and cooling of treated recompressed gas
CN103994635B (zh) * 2014-05-07 2017-09-05 中国寰球工程公司 一种利用液化天然气冷能回收轻烃的装置和方法
US10017701B2 (en) * 2014-06-02 2018-07-10 Aspen Engineering Services, Llc Flare elimination process and methods of use
US9574821B2 (en) * 2014-06-02 2017-02-21 Praxair Technology, Inc. Air separation system and method
MX2017003628A (es) * 2014-09-30 2017-07-13 Dow Global Technologies Llc Proceso para aumentar el rendimiento de etileno y propileno de una planta de propileno.
CA2976071C (en) 2015-02-09 2020-10-27 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
RU2576934C1 (ru) * 2015-02-24 2016-03-10 Андрей Владиславович Курочкин Фракционирующий холодильник-конденсатор
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
EP3612779A4 (en) * 2017-04-19 2020-04-01 ConocoPhillips Company LNG PROCESS FOR COMPOSITION OF VARIABLE PIPELINE GAS
WO2018195013A1 (en) * 2017-04-19 2018-10-25 Conocophillips Company Lng process for variable pipeline gas composition
CA3075025A1 (en) * 2017-09-06 2019-03-14 Linde Engineering North America, Inc. Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
WO2019226156A1 (en) * 2018-05-22 2019-11-28 Fluor Technologies Corporation Integrated methods and configurations for propane recovery in both ethane recovery and ethane rejection
US11806639B2 (en) * 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
RU2770523C2 (ru) * 2020-10-08 2022-04-18 Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" Установка извлечения углеводородов c3+ из природного газа с помощью низкотемпературной конденсации
US20240067590A1 (en) * 2022-08-30 2024-02-29 Saudi Arabian Oil Company Reflux arrangement for distillation columns

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US7051553B2 (en) * 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery
US7216507B2 (en) * 2004-07-01 2007-05-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4278457A (en) 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4474591A (en) * 1983-07-21 1984-10-02 Standard Oil Company (Indiana) Processing produced fluids of high pressure gas condensate reservoirs
US4509967A (en) * 1984-01-03 1985-04-09 Marathon Oil Company Process for devolatilizing natural gas liquids
US4657571A (en) * 1984-06-29 1987-04-14 Snamprogetti S.P.A. Process for the recovery of heavy constituents from hydrocarbon gaseous mixtures
US4854955A (en) 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
CA2223042C (en) * 1995-06-07 2001-01-30 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5890378A (en) 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5890377A (en) 1997-11-04 1999-04-06 Abb Randall Corporation Hydrocarbon gas separation process
US5953935A (en) 1997-11-04 1999-09-21 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Ethane recovery process
US6244070B1 (en) 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components
US6755965B2 (en) * 2000-05-08 2004-06-29 Inelectra S.A. Ethane extraction process for a hydrocarbon gas stream
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6712880B2 (en) * 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US7475566B2 (en) 2002-04-03 2009-01-13 Howe-Barker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US7069744B2 (en) * 2002-12-19 2006-07-04 Abb Lummus Global Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process
US7484385B2 (en) 2003-01-16 2009-02-03 Lummus Technology Inc. Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process
JP4571934B2 (ja) * 2003-02-25 2010-10-27 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 炭化水素ガス処理
US7107788B2 (en) * 2003-03-07 2006-09-19 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies Residue recycle-high ethane recovery process
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
CA2619021C (en) * 2005-04-20 2010-11-23 Fluor Technologies Corporation Integrated ngl recovery and lng liquefaction
US9080810B2 (en) * 2005-06-20 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
EA011523B1 (ru) 2005-07-25 2009-04-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US7051553B2 (en) * 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery
US7216507B2 (en) * 2004-07-01 2007-05-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing

Also Published As

Publication number Publication date
CN101815915A (zh) 2010-08-25
AU2008287322A1 (en) 2009-02-19
MX2010001472A (es) 2010-03-04
AU2008287322B2 (en) 2012-04-19
US9103585B2 (en) 2015-08-11
US20100206003A1 (en) 2010-08-19
CA2694149A1 (en) 2009-02-19
CN101815915B (zh) 2014-04-09
WO2009023252A1 (en) 2009-02-19
MX336113B (es) 2016-01-08
EP2185878A1 (en) 2010-05-19
EA201070277A1 (ru) 2010-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA017240B1 (ru) Установка и способ для повышенного извлечения газоконденсатных жидкостей
JP4599362B2 (ja) 自在ｎｇｌプロセスおよび方法
CA2773211C (en) Hydrocarbon gas processing
US6837070B2 (en) High propane recovery process and configurations
US8667812B2 (en) Hydrocabon gas processing
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
JP4452239B2 (ja) 炭化水素の分離方法および分離装置
US20190170435A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
CA2763714C (en) Hydrocarbon gas processing
EA013983B1 (ru) Способ и устройство для кондиционирования газа, обогащенного c5+ углеводородами, и извлечения газоконденсата
EP2553366A1 (en) Hydrocarbon gas processing
EA013260B1 (ru) Способ и технологическая схема извлечения пропана
AU2011233590B2 (en) Hydrocarbon gas processing
CA2901741A1 (en) Hydrocarbon gas processing

Legal Events

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

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