EA021836B1 - Способ сепарации газового потока - Google Patents

Способ сепарации газового потока Download PDF

Info

Publication number
EA021836B1
EA021836B1 EA201201013A EA201201013A EA021836B1 EA 021836 B1 EA021836 B1 EA 021836B1 EA 201201013 A EA201201013 A EA 201201013A EA 201201013 A EA201201013 A EA 201201013A EA 021836 B1 EA021836 B1 EA 021836B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
distillation column
specified
condensate
components
Prior art date
Application number
EA201201013A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201201013A1 (ru
Inventor
Майкл С. Пирс
Джон Д. Уилкинсон
Хэнк М. Хадсон
Original Assignee
Ортлофф Инджинирс, Лтд.
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 Ортлофф Инджинирс, Лтд. filed Critical Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Publication of EA201201013A1 publication Critical patent/EA201201013A1/ru
Publication of EA021836B1 publication Critical patent/EA021836B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • 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
    • F25J3/0219—Refinery gas, cracking gas, coke oven gas, gaseous mixtures containing aliphatic unsaturated CnHm or gaseous mixtures of undefined nature
    • 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
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • 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
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally 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
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F25J2200/94—Details relating to the withdrawal point
    • 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
    • F25J2210/12—Refinery or petrochemical off-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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External 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
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons

Landscapes

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

Abstract

Описываются процесс и оборудование для переработки этана, этилена и более тяжелых углеводородных компонентов из потока углеводородного газа. Поток охлаждается, расширяется при более низком давлении и подается в первую ректификационную колонну, в среднюю ее секцию. Жидкий дистиллированный поток отводится из первой ректификационной колонны ниже точки ввода расширенного потока, нагревается и направляется во вторую ректификационную колонну, в которой поток разделяется на поток шлемовых паров и жидкого кубового потока. Поток шлемовых паров охлаждается до его конденсации, при этом часть конденсированного потока направляется в верхнюю секцию второй ректификационной колонны в качестве сырья, а остаток направляется в нижнюю секцию первой ректификационной колонны, в нижней ее точке. Жидкий кубовой поток из второй ректификационной колонны охлаждается и в качестве сырья направляется в верхнюю часть первой ректификационной колонны.

Description

Настоящее изобретение относится к способу сепарации углеводородсодержащего газового потока, в котором отмечается значительное количество компонентов, более летучих, чем метан (например, водород, азот и т.д.); в потоке они присутствуют в двух фракциях: первая фракция преимущественно содержит метан и более летучие компоненты, а вторая фракция содержит выделенный полезный этан/этилен и более тяжелые углеводородные компоненты.
Этилен, этан, пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды могут извлекаться из различных газов, например из природного, нефтезаводского и синтезированного газа, полученного при переработке других углеводородных материалов, таких как уголь, сырая нефть, бензинолигроиновая фракция, горючие сланцы, нефтеносные пески и бурый уголь. Углеводородсодержащий газ обычно содержит компоненты, более летучие, чем метан (например, водород, азот и т.д.), а зачастую - ненасыщенные углеводороды (например, этилен, пропилен и т.д.), а также ароматические углеводороды (например, бензол, толуол и т.д.), помимо метана, этана и углеводородов с более высокой молекулярной массой, таких как пропан, бутан и пентан. Также иногда отмечается присутствие серосодержащих газов и двуокиси углерода.
В настоящем изобретении в основном рассматривается способ сепарации этилена, этана и более тяжелых (С2+) углеводородов из таких газовых потоков. Вследствие изменения спроса на этилен в последнее время расширились рынки сбыта этилена и производных продуктов. Кроме того, изменения цен как на природный газ, так и на его газоконденсатные (ΝΟΤ) компоненты определяют повышение стоимости этана и более тяжелых компонентов в качестве жидких продуктов. Данные рыночные условия способствовали потребности в технологических способах, которые могут обеспечить высокую степень сепарации этилена и этана, а также более эффективную сепарацию всех данных продуктов. К уже известным способам сепарации данных материалов относятся способы, в основе которых лежит охлаждение и сжижение газа, абсорбция масла и абсорбция охлажденного масла. Кроме того, популярность приобрели криогенные способы, благодаря наличию экономичного оборудования, вырабатывающего электроэнергию путем направления газа в детандер и одновременно отводящего тепло от перерабатываемого газа. В зависимости от давления источника подачи газа, насыщенности газа (этаном, этиленом и более тяжелыми углеводородными составляющими), а также от нужного конечного продукта, может применяться любой из этих способов или их сочетание. На сегодняшний день для газоотдачи природного газоконденсата в основном предпочтение отдается способу криогенного расширения, так как он сочетает в себе максимальную простоту, легкость ввода в эксплуатацию, эксплуатационную гибкость, высокую эффективность, безопасность и высокую надежность. В патентах США 3292380; 4061481; 4140504; 4157904; 4171964; 4185978; 4251249; 4278457; 4519824; 4617039; 4687499; 4689063; 4690702; 4854955; 4869740; 4889545; 5275005; 5555748; 5566554; 5568737; 5771712; 5799507; 5881569; 5890378; 5983664; 6182469; 6578379; 6712880; 6915662; 7191617; 7219513; переизданном патенте США № 33408; а также в одновременно находящихся на рассмотрении заявках под номерами 11/430412; 11/839693; 11/971491; 12/206230; 12/689616; 12/717394; 12/750862; 12/772472; 12/781259; 12/868993; 12/869007 и 12/869139 приводится описание соответствующих способов (хотя в описании настоящего изобретения в некоторых случаях используются режимы переработки, отличные от тех, которые описаны в указанных патентах США и заявках).
В типовом способе криогенного расширения поток сырьевого газа, подаваемый под давлением, охлаждается путем теплообмена с другими технологическими потоками и/или с внешними источниками охлаждения, такими как система компрессионного охлаждения пропана. По мере охлаждения газа в одном или более сепараторов происходит конденсация и сбор конденсата, так как конденсат под высоким давлением содержит некоторое количество необходимых компонентов С2+. В зависимости от насыщенности газа и количества полученного конденсата, конденсат под высоким давлением может быть подвергнут расширению при более низком давлении и разделению на фракции. Результатом испарения, которое происходит при расширении конденсата, является дальнейшее охлаждение рабочего потока. При определенных условиях может понадобиться предварительное охлаждение конденсата под высоким давлением перед его расширением с целью дальнейшего снижения температуры в результате расширения. Расширенный рабочий поток, состоящий из смеси конденсата и паров, разделяется на фракции в ректификационной колонне (деметанизаторе или деэтанизаторе). Внутри колонны охлаждаемый поток подвергается ректификации с целью сепарации остаточного метана, водорода, азота и других летучих газов в виде шлемовых паров от нужных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, которые отводятся снизу колонны в виде жидкого кубового продукта, либо с целью сепарации остаточного метана, компонентов С2, водорода, азота и других летучих газов в виде шлемовых паров от нужных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, которые отводятся снизу колонны в виде жидкого кубового продукта.
При неполной конденсации сырьевого газа (обычно так и происходит) пары, остающиеся после неполной конденсации, можно пропустить через рабочий детандер или расширительный клапан в емкость с более низким давлением, где в результате дальнейшего охлаждения потока происходит дополнительная конденсация жидкости. Давление после расширения фактически равно давлению, под которым работает
- 1 021836 ректификационная колонна. Паровая и жидкая фазы, полученные в результате расширения, подаются в колонну в качестве сырья.
В идеальных условиях при таком способе сепарации остаточный газ, покидающий установку, будет содержать практически весь метан и более летучие компоненты, которые были в сырьевом газе, при этом более тяжелые углеводороды и нижняя фракция отгонки, покидающие деметанизатор, будут содержать практически все тяжелые углеводороды, но не будут содержать метана или более летучих компонентов. На практике, однако, идеальные условия создать не удается, так как обычный деметанизатор в основном работает в качестве отпарной колонны. Метановый продукт, полученный на выходе техспособа, следовательно, обычно состоит из паров верхней зоны ректификации колонны, а также паров, не прошедших ректификации. Возникают значительные потери этилена и этана, так как жидкое сырье, подающееся в верхнюю часть колонны, содержит значительное количество компонентов С2+ и более тяжелых углеводородных компонентов, в результате чего количество компонентов С2+ содержится практически равно их количеству в паре, который выделяется в верхней зоне ректификации деметанизатора. Данная проблема усугубляется, если обрабатываемые газовые потоки содержат относительно большие количества компонентов, более летучих, чем метан (например, водород, азот и т.д.), так как пары летучих газов, поднимаясь по колонне, освобождают компоненты С2+ из жидкого конденсата, стекающего вниз. Потери данных необходимых компонентов С2+ можно значительно сократить, если бы пары, поднимающиеся из зоны ректификации, входили в контакт с достаточным количеством конденсата (из потока флегмы), способного поглощать компоненты С2+ из пара.
Разработано несколько технологических способов, где холодный конденсат, в основном состоящий из метана, используется в качестве потока флегмы, который контактирует с парами, поднимающимися из зоны ректификации ректификационной колонны. Типовые схемы такого способа описываются в патентах США под номерами 4889545; 5568737 и 5881569, а также в докладе Моури, Е. Росс Эффективная сепарация жидкостей из природного газа с применением абсорбера высокого давления, который был представлен на восемьдесят первой ежегодной конференции Ассоциации переработчиков газа в Далласе, Техас, 11-13 марта 2002 г. К сожалению, чтобы создать движущую силу для рециркуляции потока флегмы в деметанизаторе, в данных способах необходимо применение компрессора, что увеличивает как капитальные затраты, так и стоимость эксплуатации установок, в которых применяются данные способы. Кроме того, поток холодной метановой флегмы приводит к снижению температуры в ректификационной колонне до -112°Р [-80°С] и ниже. Многие газовые потоки такого типа иногда содержат значительное количество оксидов азота (ΝΟχ), которые могут накапливаться в холодных секциях технологической установки в виде осадка ΝΟχ (обычно еще называемого синий лед) при более низких температурах. При нагревании синий лед может стать взрывоопасным, установлено, что он являлся причиной нескольких случаев воспламенения и/или взрыва технологических установок.
Также были разработаны другие способы, в которых для орошения ректификационной колонны применяется поток тяжелых углеводородов (обычно С4-С10). Примеры способов данного типа приводятся в патентах США под номерами 4318723; 5546764; 7273542 и 7714180. В то время как данные способы обычно протекают при температурах, достаточно высоких, чтобы избежать проблем, связанных с образованием синего льда, абсорбирующий поток обычно выделяется из потока отгонки ректификационной колонны, в результате чего все ароматические углеводороды, присутствующие в сырьевом газе, концентрируются в ректификационной колонне. Ароматические углеводороды, такие как бензол, могут замерзать до твердого состояния при нормальных температурах технологической обработки, что часто приводит к повреждению технологической установки.
В соответствии с настоящим изобретением было установлено, что возможно достижение уровня выделения этана более 88%, при этом нет необходимости поддерживать температуру ниже -112°Р [-80°С]. Настоящее изобретение, в частности, предпочтительно при обработке сырьевого газа, содержащего более 10% молярного объема компонентов, более летучих, чем метан.
Для облегчения понимания сути настоящего изобретения в описании приводятся следующие чертежи и примеры.
Ссылки на чертежи.
Фиг. 1 - блок-схема установки переработки газа, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 2 - блок-схемы, иллюстрирующие альтернативные способы применения настоящего изобретения для обработки потока газа.
В последующем описании вышеуказанных фигур приводятся таблицы с итоговыми данными о расходе газа, рассчитанном для типовых режимов переработки. В таблицах, приведенных в данном документе, значение расхода газа (моль в час) округлено до ближайшего целого числа для удобства восприятия. Значения общего расхода, приведенные в таблицах, учитывают все неуглеводородные компоненты, а, следовательно, больше суммы расхода углеводородных компонентов. Указанные в таблицах значения температуры являются приблизительными, округленными до ближайшего градуса. Следует также отметить, что расчеты технологических схем с целью сравнения эффективности отображенных на рисунках техспособов основаны на предположении, что между окружающей средой и способом отсутствует утеч- 2 021836 ка тепла (в обоих направлениях). Качество изолирующих материалов, представленных на рынке, позволяет считать такое предположение обоснованным, и специалисты с соответствующим уровнем технической подготовки обычно используют его в своих расчетах.
Для облегчения восприятия технологические параметры указаны как в традиционных британских единицах измерения, так и в единицах измерения Международной системы единиц (СИ). Молярный расход газа, указанный в таблицах, может выражаться либо как фунт-моль в час, либо как килограмм-моль в час. Потребляемая энергия, выраженная в лошадиных силах (л.с.) и/или в тысячах британских тепловых единиц в час (МБТЕ/ч), соответствует указанному молярному расходу, выраженному в фунт-молях в час. Потребляемая энергия, выраженная в киловаттах (кВт), соответствует указанному молярному потоку, выраженному в килограмм-молях в час.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 приводится блок-схема техспособа в соответствии с настоящим изобретением.
При моделировании способа в соответствии с фиг. 1 входящий газ поступает в установку при температуре 100°Р [38°С] и давлении 77 фунт/кв.дюйм [531 кПа(а)] в виде потока 51. Если входящий газ содержит сернистые соединения и/или двуокись углерода в концентрации, нарушающей требования к составу рабочего потока, они удаляются из входящего газа с помощью соответствующей установки предварительной обработки (на схеме не показана).
Перед обработкой входящий газ в три этапа сжимается до более высокого давления (компрессоры 10 и 15 приводятся в действие за счет внешнего источника энергии, а компрессор 13 приводится в действие рабочим детандером 14). Выпускные охладители 11 и 16 применяются для охлаждения газа между этапами, а сепараторы 12 и 17 служат для удаления воды и других жидкостей, которые конденсируются в газовом потоке по мере его охлаждения. Охлажденный сжатый газовый поток 54, покидающий сепаратор 17, подвергается дегидрации в дегидрационной установке 18 с целью предотвращения образования гидрата (льда) при режимах криогенной обработки. С этой целью обычно применяется твердый адсорбент.
Дегидрированный газовый поток 61 при температуре 100°Р [38°С] и давлении 560 фунт/кв.дюйм [3859 кПа(а)] поступает в теплообменник 20 и охлаждается за счет теплового обмена с холодным остаточным газом (поток 68а), жидким продуктом с температурой 28°Р [-2°С] (поток 71а), жидким конденсатом ребойлера деметанизатора с температурой 13°Р [-11°С] (поток 70) и потоком холодильного пропанового агента. Следует отметить, что во всех случаях теплообменник 20 представляет собой либо несколько отдельных теплообменников, либо один многоходовой теплообменник, возможна также комбинация обоих вариантов (решение о применении более одного теплообменника для описанных задач охлаждения зависит от нескольких факторов, включая, в частности, скорость потока входящего газа, объем теплообменника, температуры потоков и т.д.). Охлажденный поток 61а поступает в сепаратор 21 при температуре 40°Р [4°С] и давлении 550 фунт/кв.дюйм. [3790 кПа(а)], где пар (поток 62) отделяется от жидкого конденсата (поток 63). Отделенный конденсат (поток 63) расширяется до рабочего давления (приблизительно 175 фунт/кв.дюйм [1207 кПа(а)]) ректификационной колонны 28 посредством расширительного клапана 22, при этом поток 63а охлаждается до 16°Р [-9°С] перед его подачей в ректификационную колонну 28 в нижней ее точке.
Пар (поток 62) из сепаратора 21 подвергается дальнейшему охлаждению в теплообменнике 23 за счет теплового обмена с холодным остаточным газом (поток 68), побочным жидким конденсатом ребойлера деметанизатора с температурой -10°Р [-23°С] (поток 69), дросселированным конденсатом (поток 65а) и потоком холодильного пропанового агента. Охлажденный поток 62а поступает в сепаратор 24 при температуре -42°Р [-41°С] и давлении 535 фунт/кв.дюйм [3686 кПа(а)], где пар (поток 64) отделяется от жидкого конденсата (поток 65). Отделенный конденсат (поток 65) расширяется до давления, немного превышающего рабочее давление колонны, посредством расширительного клапана 25, при этом поток 65а охлаждается до температуры -63°Р [-53°С], а затем нагревается до -40°Р [-40°С] в теплообменнике 23. Нагретый поток 65Ь затем подается в ректификационную колонну 28 в нижней точке ее средней секции.
Пар (поток 64) из сепаратора 24 поступает в рабочий детандер 14, где энергия этой части сырья, находящейся под высоким давлением, превращается в механическую. В детандере 14 пар подвергается изоэнтропическому расширению до рабочего давления колонны, при этом расширенный поток 64а охлаждается до температуры приблизительно -105°Р [-76°С]. Типовые детандеры, представленные на рынке, позволяют выделить порядка 80-85% технологического сырья, теоретически доступного при идеальном изоэнтропическом расширении. Выделенная энергия часто применяется для приведения в движение центробежного компрессора (такого как элемент 13), который, к примеру, может применяться для сжатия входящего газа (поток 52). Частично конденсированный расширенный поток 64а затем в качестве сырья подается в ректификационную колонну 28 в верхней точке ее средней секции. Деметанизатор в колонне 28 представляет собой обычную ректификационную колонну, в которой установлено несколько лотков с интервалами между ними, одну или более насадок, либо комбинация лотков и насадок. Колонна деметанизации состоит из двух секций: верхней секции абсорбции (ректификации), где размещены лотки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между парообразной частью расширенного потока 64а, которая поднимается вверх, и охлажденным конденсатом, стекающим вниз, конденсируя и поглощая
- 3 021836 компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты, содержащиеся в поднимающемся вверх паре; и нижней отпарной (деметанизационной) секции, где размещены лотки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между конденсатом, стекающим вниз, и парами, поднимающимися вверх. В секции деметанизации также установлены один или несколько ребойлеров (такие как ребойлер и боковой ребойлер, описанные ранее), где производится нагрев и испарение конденсата, стекающего в нижнюю часть колонны, чтобы образовывать отбензиненные пары, поднимающиеся вверх колонны для отгонки жидкого продукта, поток 71, метана и более легких компонентов. Поток 64а поступает в деметанизатор 28 в промежуточной точке подачи сырья, которая находится в нижней части секции абсорбции деметанизатора 28. Жидкая составляющая расширенного потока смешивается с жидким конденсатом, стекающим вниз из секции абсорбции, и смешанный конденсат продолжает стекать в отпарную секцию деметанизатора 28. Парообразная составляющая расширенного потока поднимается вверх, проходя через секцию абсорбции, где вступает в контакт с жидким конденсатом, стекающим вниз, для конденсации и абсорбции компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых компонентов. Часть отгонного конденсата (поток 72) отводится из промежуточной части отпарной секции ректификационной колонны 28 ниже точки ввода расширенного потока 64а в нижней части секции абсорбции, но выше точки ввода расширенного потока конденсата 63а в отпарной секции. Отведение отгонного конденсата из этой точки позволяет получить поток конденсата, в основном состоящий из углеводородов С2-С5, содержащий очень малое количество летучих компонентов (например, метана, водорода, азота и т.д.), а также малое количество ароматических и более тяжелых углеводородов. Данный поток отгонного пара 72 с помощью насоса 30 нагнетается до более высокого давления (поток 72а), а затем нагревается с температуры -25°Р [-32°С] до 77°Р [25°С] и частично испаряется в теплообменнике 31 за счет теплового обмена с горячим жидким кубовым потоком из колонны отгонки пропана 78. Нагретый поток 72Ъ затем поступает в колонну отгонки пропана 32 (работающую под давлением 265 фунт/кв. фут [1828 кПа(а)]), в среднюю точку ввода сырья. Установка отгонки пропана в колонне 32 представляет собой обычную отгонную колонну, содержащую несколько лотков с зазорами между ними, одну или несколько насадок, либо же комбинацию лотков и насадок. Колонна отгонки пропана состоит из двух секций: верхней секции абсорбции (ректификации), где размещены лотки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между парообразной частью расширенного потока 72Ъ, которая поднимается вверх, и охлажденным конденсатом, стекающим вниз, конденсируя и поглощая компоненты С4 и более тяжелые компоненты; и нижней отпарной (пропаноотгонной) секции, где размещены лотки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между конденсатом, стекающим вниз, и парами, поднимающимися вверх. В секции отгонки пропана также установлены один или несколько ребойлеров (таких как ребойлер 33), где производится нагрев и испарение части конденсата, стекающего в нижнюю часть колонны, чтобы образовать отбензиненные пары, поднимающиеся вверх по колонне для отгонки жидкого продукта (поток 78) компонентов С3 и более легких компонентов. Поток 72Ъ поступает в колонну отгонки пропана 32 в промежуточной точке ввода сырья, которая находится между секцией абсорбции и отпарной секцией колонны отгонки пропана 32. Жидкая составляющая нагретого потока смешивается с жидким конденсатом, стекающим вниз из секции абсорбции, и смешанный конденсат продолжает стекать вниз в отпарную секцию колонны отгонки пропана 32. Парообразная составляющая нагретого потока поднимается вверх, проходя через секцию абсорбции, где вступает в контакт с холодным конденсатом, стекающим вниз, конденсируя и абсорбируя компоненты С4 и более тяжелые компоненты.
Шлемовые пары (поток 73) из колонны отгонки пропана 32 поступают в конденсатор флегмы 34 и охлаждаются пропановым холодильным агентом от температуры 59°Р [15°С] до -33°Р [-36°С], чтобы обеспечить их конденсацию до того, как они поступят в сепаратор потока флегмы 35 под давлением 260 фунт/кв.дюйм [1793 кПа(а)]. Если присутствует неконденсированный пар (поток 74), он расширяется до рабочего давления деметанизатора 28 посредством расширительного клапана 38 и возвращается в деметанизатор 28 через нижнюю точку ввода сырья в колонну. На схеме моделирования способа, представленной на фиг. 1, однако, все шлемовые пары конденсируются и покидают сепаратор потока флегмы 35 в виде жидкого потока 75. Поток 75 с помощью насоса 36 доводится до давления, незначительно превышающего рабочее давление колонны отгонки пропана 32, а часть (поток 76) потока 75а затем подается в качестве сырья в верхнюю точку (точку ввода флегмы) колонны отгонки пропана 32 для абсорбции и конденсации компонентов С4 и более тяжелых компонентов, поднимающихся из секции абсорбции колонны. Оставшаяся часть (поток 77) содержит компоненты С3 и более легкие компоненты, освобожденные из потока отгонного конденсата 72. Он расширяется до рабочего давления деметанизатора 28 посредством расширительного клапана 37, охлаждая поток 37а до температуры -44°Р [-42°С], а затем возвращается в деметанизатор 28 в нижнюю точку ввода сырья, которая находится ниже точки отведения потока отгонного конденсата 72.
Жидкий кубовой продукт из колонны отгонки пропана 32 (поток 78) освобождается от компонентов С3 и более легких компонентов и в основном состоит из углеводородов С4-С5. Он покидает нижнюю секцию колонны отгонки пропана 32, имея температуру 230°Р [110°С] и охлаждается до -20°Р [-29°С] в теплообменнике 31, как описано ранее. Поток 78а подвергается дальнейшему охлаждению до -35°Р [-37°С] с помощью пропанового холодильного агента в теплообменнике 39 (поток 78Ъ), а затем расширяется до
- 4 021836 рабочего давления деметанизатора 28 в расширительном клапане 40. Расширенный поток 78с затем подается в деметанизатор 28 в качестве флегмы, он подается через верхнюю точку ввода сырья, имея температуру -35°Р [-37°С]. Углеводороды С4-С5 в потоке 78с выступают в качестве абсорбента, поглощающего компоненты С2+ из паров, поднимающихся вверх через секцию абсорбции деметанизатора 28.
В отпарной секции деметанизатора 28 сырьевые потоки освобождаются от метана и более легких компонентов. Полученный жидкий продукт (поток 71) покидает нижнюю секцию колонны 28 при температуре 24°Р [-4°С] и с помощью насоса 29 доводится до более высокого давления. Сжатый поток 71а затем нагревается до температуры 93°Р [34°С] в теплообменнике 20, как описывалось ранее. Холодный поток остаточного газа 68 покидает деметанизатор 28 при температуре -32°Р [-35°С] и движется навстречу поступающему сырьевому газу в теплообменнике 23, где он нагревается до температуры 32°Р [0°С] (поток 68а), а затем подается в теплообменник 20, где он нагревается до температуры 95°Р [35°С] (поток 68Ь), попутно обеспечивая охлаждение рабочего потока, как было описано ранее. Остаточный газовый продукт затем поступает в распределительный коллектор топливного газа, имея давление 165 фунт/кв.дюйм [1138 кПа(а)].
Краткие данные по расходу и энергопотреблению для техспособа, показанного на фиг. 1, приводятся в следующей таблице.
Данные по расходу - фунт-моль/ч [кг-моль/ч]
Компонент Поток 61 Поток 62 Поток 63 Поток 64 Поток 65
Водород 833 823 10 814 9
Метан 2375 2225 150 1980 245
Этилен 115 95 20 60 35
Этан 944 710 234 349 361
Пропилен 212 1 12 100 23 89
Пропан 597 293 304 51 242
Бутилен/Бутадие н 135 36 99 2 34
Изобутан 78 23 55 2 21
Н-бутан 166 39 127 2 37
Пентаны+ 46 5 41 0 5
Всего 5577 4431 1146 3348 1083
- 5 021836
Компонент Поток 72 Поток 73 Поток 75 Поток 76 Поток 77
Водород 0 0 0 0 0
Метан 186 298 298 112 186
Этилен 89 142 142 53 89
Этан 836 1336 1336 500 836
Пропилен 129 194 194 73 121
Пропан 353 482 482 180 302
Бут илен/Бу та д иен 239 24 24 9 15
Изобутан 1 11 18 18 7 11
Н-бутан 396 16 16 6 10
Пентан ы+ 220 0 0 0 0
Всего 2569 2515 2515 941 1574
Компонент Поток 78 Поток 68 Поток 71
Водород 0 833 0
Метан 0 2352 23
Этилен 0 45 70
Этан 0 109 835
Пропилен 8 4 208
Пропан 51 21 576
Бутилен/Бутадиен 224 22 113
Изобутан 100 12 66
Н-бутан 386 29 137
Пентаны+ 220 4 42
Всего 995 3501 2076
- 6 021836
Выделенные компоненты *
Этилен
Этан
Пропилен
Пропан
Бутаны+
Мощность
Сжатие газа на входе
Сжатие холодильного агента
Общее сжатие
60,81%
88,41%
98,22%
96,57%
84,03%
6,072 л.с. [ 9,982 кВт]
5,015 л.с, [ 8,245 кВт]
11,087 л.с. [ 18,227 кВт] * На основе неокругленных значений расхода.
Другие варианты воплощения.
В соответствии с настоящим изобретением в основном предпочтительно проектировать секцию абсорбции (ректификации) деметанизатора таким образом, чтобы в ней можно было реализовать несколько расчетных ступеней сепарации. Однако, полезный эффект от настоящего изобретения может быть достигнут с применением двух расчетных фаз. Например, возможно смешивание всего потока флегмы или его части (поток 78с) и всего расширенного потока или чего части 64а (например, в трубной обвязке деметанизатора), и при тщательном перемешивании пар и конденсат смешиваются и разделяются в соответствии с относительной летучестью различных компонентов общего смешанного потока. Такое смешивание двух потоков следует предусмотреть с целью образования секции абсорбции в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 приводится другой вариант воплощения настоящего изобретения, более предпочтительный в некоторых обстоятельствах. В варианте воплощения изобретения, показанном на фиг. 2, часть (поток 66) парообразного потока 64 от сепаратора 24 расширяется до промежуточного давления с помощью расширительного клапана 26, а затем смешивается с холодным жидким кубовым потоком 78Ь из колонны отгонки пропана, образуя тем самым смешанный поток 79. Смешанный поток 79 охлаждается в теплообменнике 27 (поток 79а) за счет холодного шлемового потока 68 из деметанизатора, затем расширяется до рабочего давления деметанизатора 28 посредством расширительного клапана 40. Расширенный поток 79Ь затем подается в качестве флегмы в верхнюю точку ввода сырья деметанизатора 28. Оставшаяся часть (поток 67) парообразного потока 64 расширяется до рабочего давления колонны в рабочем детандере 14, и расширенный поток 67а подается в верхнюю точку ввода сырья средней секции деметанизатора 28.
Характеристики сырьевого газа, габариты установки, имеющееся оборудование или другие факторы могут указывать на то, что не требуется устанавливать детандер 14 либо же его требуется заменить на другое расширительное устройство (например, расширительный клапан). И хотя на схеме отображены конкретные расширительные устройства для каждого потока, при необходимости вместо них можно использовать другие устройства. Например, режим обработки требует расширения потока флегмы (поток 78Ь или поток 79а).
Если сырьевой газ обедненный, установка сепаратора 21 на фиг. 1 и 2 является необоснованной. В таких случаях охлаждение сырьевого газа, которое выполняется в теплообменниках 20 и 23 на фиг. 1 и 2, может выполняться без применения промежуточного сепаратора. Решение о необходимости охлаждения сырьевого газа и его сепарации в несколько этапов зависит от степени обогащения сырьевого газа, габаритов установки, имеющегося оборудования и т.д. В зависимости от количества тяжелых углеводородов в сырьевом газе и давления самого сырьевого газа, охлажденный сырьевой поток 61а, покидающий теплообменник 20 и/или охлажденный поток 62а, покидающий теплообменник 23, на фиг. 1 и 2 могут не содержать жидкой составляющей (так как давление превышает точку начала конденсации или криконденбару), так что применение сепаратора 21 и/или сепаратора 24, показанных на фиг. 1 и 2, не требуется.
Расширенный конденсат (поток 65а на фиг. 1 и 2) не нужно нагревать перед подачей в нижнюю точку ввода сырья средней секции отгонной колонны. Вместо этого весь поток или его часть можно подавать непосредственно в колонну. Оставшуюся часть расширенного конденсата можно затем нагреть перед ее подачей в отгонную колонну. В соответствии с настоящим изобретением возможно применение внешней охладительной установки для дополнительного охлаждения входящего газа, поступающего в других технологических потоках, в частности, если используется обогащенный входящий газ. Целесообразность применения и распределения сепарированного конденсата и конденсата из бокового погона де- 7 021836 метанизатора в способе теплового обмена, в частности, в темплообменниках для охлаждения входящего газа, должна анализироваться для каждого конкретного случая применения, то же касается и выбора технологических потоков для обеспечения конкретных функций теплообмена.
В соответствии с настоящим изобретением отделение парообразного сырья для варианта воплощения изобретения, показанного на фиг. 2, может осуществляться несколькими способами. На схеме способа, представленной на фиг. 2, отделение пара происходит после охлаждения и сепарации возможного конденсата. Находящийся под высоким давлением газ, однако, можно разделить до охлаждения входного газа или после его охлаждения и до этапа сепарации. В некоторых вариантах воплощения изобретения отделение пара может выполняться в сепараторе.
Также требуется отметить, что относительное количество сырья в каждом отводе разделенного парообразного сырья по схеме на фиг. 2 зависит от нескольких факторов, в том числе от давления и состава сырьевого газа, количества тепла, которое можно выделить из сырья, а также от доступного количества мощности. Увеличение объема сырья, подаваемого в верхнюю секцию колонны, может повысить степень выделения, в то же время снизится мощность, отводящаяся из детандера, что тем самым повысит требования к мощности компрессора. Увеличение подачи сырья в нижнюю секцию колонны снижает уровень потребляемой мощности, но при этом также может упасть уровень сепарации продукта. Положение точек ввода в средней части колонны может изменяться в зависимости от состава входного газа и от других факторов, таких как требуемые уровни выделения продукта и количество конденсата, образующегося при охлаждении входного газа. Кроме того, два и более сырьевых потока или их части могут смешиваться в зависимости от относительных температур и количества отдельных потоков, и смешанный поток подается в точку ввода сырья в средней секции колонны.
Настоящее изобретение обеспечивает повышенную степень выделения компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородов на единицу потребления вспомогательных сред, необходимых для эксплуатации способа. Экономия потребляемых вспомогательных сред, необходимых для функционирования техспособа деметанизации, может проявляться в виде уменьшения потребляемой мощности для сжатия или повторного сжатия, уменьшения мощности, необходимой для внешней охлаждающей установки, уменьшения энергии, необходимой для ребойлеров колонны, либо в виде их сочетания.
Хотя здесь и приводится описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения, специалисты с соответствующим уровнем технической подготовки могут найти другие варианты или внести изменения в описанные здесь (например, адаптировать изобретение для работы в других режимах, с применением другого типа сырья или с изменением других требований), не отклоняясь от сути настоящего изобретения, определенной в следующей формуле.

Claims (19)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68Ь остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому:
    а) указанный газовый поток 51, 61 охлаждают 20, 23 под давлением для получения охлажденного потока 64;
    б) указанный охлажденный поток 64 расширяют 14 до более низкого давления, после чего его подвергают дальнейшему охлаждению 64а;
    в) указанный дополнительно охлажденный поток 64а направляют в первую ректификационную колонну 28 и разделяют на фракции при указанном пониженном давлении, при этом выделяются компоненты 71Ь, относящиеся к менее летучей фракции;
    отличающийся тем, что:
    (1) указанный дополнительно охлажденный расширенный поток 64а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28 в место ввода сырья в ее средней точке;
  2. (2) поток отгонного конденсата 72 отводят из средней секции указанной первой ректификационной колонны 28, из точки ниже указанного места ввода сырья 64а;
  3. (3) указанный поток отгонного конденсата 72 нагревают 31, а затем направляют во вторую ректификационную колонну 32 и разделяют на парообразный поток 73 шлемовых паров и поток 78 кубового продукта;
  4. (4) указанный поток 73 шлемовых паров охлаждают 34 до практически полной его конденсации, получая при этом поток конденсата 75;
  5. (5) указанный поток конденсата 75, 75а разделяют на первую 76 и вторую 77 части, после чего указанную первую часть 76 направляют в указанную вторую ректификационную колонну 32 в точку подачи сырья в ее верхней секции;
  6. (6) указанную вторую часть 77, 77а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку ввода сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже зоны, откуда из первой ректификационной колонны 28 отводят указанный поток отгонного конденсата 72;
    - 8 021836 (7) указанный жидкий кубовой поток 78 охлаждают 31, тем самым обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (3);
    (8) указанный охлажденный жидкий кубовой поток 78с направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в ее верхней части;
    (9) объемы и температура указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32 на уровне, при котором указанный поток 73 шлемовых паров в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный жидкий кубовой поток 78 в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5;
    (10) количество и температуру указанных сырьевых потоков 64а, 77а, 78с, направляемых в первую ректификационную колонну 28, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекают основную часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    2. Способ сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68Ь остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому:
    а) указанный газовый поток 51, 61 охлаждают 20 под давлением для получения охлажденного потока;
    б) указанный охлажденный поток расширяется до более низкого давления, после чего его подвергают дальнейшему охлаждению;
    в) указанный дополнительно охлажденный поток направляют в первую ректификационную колонну и разделяют на фракции при указанном пониженном давлении, при этом выделяются компоненты, относящиеся к менее летучей фракции;
    отличающийся тем, что газовый поток 61 существенно охлаждают 20 до его частичной конденсации 61а; и (1) указанный частично конденсированный газовый поток 61а разделяют 21 для получения парообразного потока 62, 64 и по меньшей мере одного потока жидкости 63;
    (2) указанный парообразный поток 64 расширяется 14 до указанного более низкого давления 64а и его подают в указанную первую ректификационную колонну 28, в место подачи сырья в ее средней секции;
    (3) по меньшей мере часть указанного по меньшей мере одного потока жидкости 63 расширяется 22 до указанного более низкого давления 63а и его подают в указанную первую ректификационную колонну 28 в положение подачи сырья 63а в ее средней секции ниже указанного места подачи сырья 64а в ее средней секции;
    (4) поток отгонного конденсата 72 отводят из части указанной ректификационной колонны 28 ниже указанного места подачи сырья 64а в ее средней секции и выше указанного места подачи сырья 63а в ее средней секции;
    (5) указанный поток отгонного конденсата 72 нагревают 31, а затем направляют во вторую ректификационную колонну 32 и разделяют на парообразный поток 73 шлемовых паров и поток жидкого кубового продукта 78;
    (6) указанный поток шлемовых паров 73 охлаждается 34 до практически полной его конденсации, таким образом, получают поток конденсата 75;
  7. (7) указанный поток конденсата 75, 75а разделяют на первую 76 и вторую 77 части, после чего указанную первую часть 76 направляют в указанную вторую ректификационную колонну 32, в точку подачи сырья в ее верхней секции;
  8. (8) указанную вторую часть 77, 77а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку ввода сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже зоны, откуда из первой ректификационной колонны 28 отводят указанный поток отгонного конденсата 72;
  9. (9) указанный поток 78 жидкого кубового продукта охлаждают 31, тем самым обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (5);
  10. (10) указанный охлажденный жидкий поток 78с кубового продукта направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в верхнюю точку ввода сырья;
  11. (11) объемы и температуру указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32 на уровне, при котором указанный поток 73 шлемовых паров в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный поток 78 жидкого кубового продукта в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5; и (12) объемы и температуру указанных сырьевых потоков 64а, 63а, 77а, 78с, направляемых в первую ректификационную колонну 28, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекают основную часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    - 9 021836
    3. Способ сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68с остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому:
    а) указанный газовый поток 51, 61 охлаждают 20, 23 под давлением для получения охлажденного потока 64;
    б) указанный охлажденный поток расширяют до более низкого давления, за счет чего происходит его дальнейшее охлаждение;
    в) указанный дополнительно охлажденный поток направляют в первую ректификационную колонну 28 и разделяют на фракции при указанном пониженном давлении, при этом выделяются компоненты, относящиеся к менее летучей фракции;
    отличающийся тем, что после охлаждения указанный охлажденный поток 64 разделяют на первый 66 и второй 67 потоки; и (1) указанный второй поток 67 расширяют 14 до указанного более низкого давления 67а и его подают в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в ее средней секции;
    (2) поток отгонного конденсата 72 отводят из зоны средней секции указанной первой ректификационной колонны 28, из точки ниже указанного места подачи сырья в ее средней секции 67а;
    (3) указанный поток отгонного конденсата 72 нагревают 31, а затем направляют во вторую ректификационную колонну 32 и разделяют на поток 73 шлемовых паров и поток 78 жидкого кубового продукта;
    (4) указанный поток шлемовых паров 73 охлаждают 34 до практически полной его конденсации с получением, таким образом, потока конденсата 75;
    (5) указанный поток конденсата 75, 75а разделяют на первую 76 и вторую 77 части, после чего указанную первую часть 76 направляют в указанную вторую ректификационную колонну 32, в точку подачи сырья в ее верхней секции;
    (6) указанную вторую часть 77, 77а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку ввода сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже указанной зоны, откуда из первой ректификационной колонны 28 отводят указанный поток отгонного конденсата 72;
    (7) указанный поток жидкого кубового продукта 78 охлаждают 31, тем самым обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (3);
    (8) указанный первый поток 66 расширяют 26 до промежуточного давления 66а, после чего смешивают с указанным охлажденным потоком 78Ь жидкого кубового продукта, образуя тем самым смешанный поток 79;
    (9) указанный смешанный поток 79 охлаждают 27, после чего расширяют 40 до указанного более низкого давления 79Ь;
    (10) указанный расширенный охлажденный смешанный поток 79Ь направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в верхнюю точку подачи сырья;
    (11) объемы и температуру указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32 на уровне, при котором указанный поток 73 шлемовых паров в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный жидкий кубовой поток 78 в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5; и (12) количество и температуру указанных сырьевых потоков 67а, 77а, 79Ь, направляемых в первую ректификационную колонну 28, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекается основная часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    4. Способ сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68с остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому:
    а) указанный газообразный поток 51, 61 охлаждают 20 под давлением для получения охлажденного потока;
    б) указанный охлажденный поток расширяют до более низкого давления, за счет чего происходит его дальнейшее охлаждение;
    в) указанный дополнительно охлажденный поток направляют в первую ректификационную колонну и разделяют на фракции при указанном пониженном давлении, при этом выделяются компоненты указанной менее летучей фракции;
    отличающийся тем, что указанный газовый поток 61 охлаждают 20 в достаточной степени для его частичной конденсации 61а; и (1) указанный частично сконденсированный газовый поток 61а подвергают сепарации 21, образуя при этом парообразный поток 62, 64 и по меньшей мере один поток конденсата 63;
    (2) указанный парообразный поток 64 далее разделяют на первый 66 и второй 67 потоки;
    - 10 021836 (3) указанный второй поток 67 расширяют 14 до указанного более низкого давления 67а и подают в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в ее средней секции;
    (4) по меньшей мере часть указанного по меньшей мере одного потока конденсата 63 расширяют 22 до указанного более низкого давления и подают в указанную первую ректификационную колонну 28, в точке подачи сырья в ее средней секции 63а, находящейся ниже указанной точки подачи сырья 67а в средней секции;
    (5) поток отгонного конденсата 72 отводят из секции указанной первой ректификационной колонны 28, ниже указанной точки подачи сырья 67а в средней секции и выше указанной более низкой точки подачи сырья 63а в средней секции;
    (6) указанный поток отгонного конденсата 72 нагревают 31, а затем направляют во вторую ректификационную колонну 32 и разделяют на парообразный поток шлемовых паров 73 и поток жидкого кубового продукта 78;
    (7) указанный поток шлемовых паров 73 охлаждают 34 до практически полной его конденсации, образуя при этом поток конденсата 75;
    (8) указанный поток конденсата 75, 75а разделяют на первую 76 и вторую 77 части, после чего указанную первую часть 76 направляют в указанную вторую ректификационную колонну 32, в точку подачи сырья в ее верхней секции;
    (9) указанную вторую часть 77, 77а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже зоны, откуда из первой ректификационной колонны отводится указанный поток отгонного конденсата 72;
    (10) указанный поток жидкого кубового продукта 78 охлаждают 31, тем самым обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (6);
    (11) указанный первый поток 66 расширяют 26 до промежуточного давления 66а, после чего смешивают с указанным охлажденным потоком жидкого кубового продукта 78Ь, образуя тем самым смешанный поток 79;
  12. (12) указанный смешанный поток 79 охлаждают 27, после чего расширяют 40 до указанного более низкого давления 79Ь;
  13. (13) указанный расширенный охлажденный смешанный поток 79Ь направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, в верхнюю точку подачи сырья;
  14. (14) объемы и температура указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, создают достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32 на уровне, при котором указанный поток 73 шлемовых паров в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный поток 78 жидкого кубового продукта в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5;
  15. (15) количество и температура указанных сырьевых потоков 67а, 63а, 77а, 79Ь, направляемых в первую ректификационную колонну 28, являются достаточными для поддержания температуры в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекают основную часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    5. Способ по п.2 или 4, отличающийся тем, что указанную расширенную часть по меньшей мере одного потока конденсата 65а нагревают 23, после чего подают в указанную первую ректификационную колонну 28 в указанной более низкой точке подачи сырья в ее средней секции, которая расположена ниже указанной точки подачи сырья в средней секции.
    6. Способ по пп.1-3 или 4, отличающийся тем, что:
    (1) указанный поток шлемовых паров 73 охлаждают 34 в достаточной степени для его частичной конденсации 73а;
    (2) указанный частично конденсированный поток 73 а шлемовых паров сепарируют 35, образуя таким образом поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    (3) указанный поток остаточного пара 74, 74а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже зоны, откуда из указанной первой ректификационной колонны 28 отводится указанный поток отгонного конденсата 72.
    7. Способ по п.5, отличающийся тем, что:
    (1) указанный поток шлемовых паров 73 охлаждают в достаточной степени для его частичной конденсации 73а;
    (2) указанный частично конденсированный поток 73 а шлемовых паров сепарируют 35, образуя таким образом поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    (3) указанный поток остаточного пара 74, 74а направляют в указанную первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в ее нижней секции, которая расположена ниже зоны, откуда из указанной первой ректификационной колонны 28 отводят указанный поток отгонного конденсата 72.
    8. Установка для сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68Ь остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указан- 11 021836 ных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, включающая:
    а) первое устройство охлаждения 20, 23, обеспечивающее охлаждение указанного газового потока 51, 61 под давлением, что дает на выходе холодный поток 64 под давлением;
    б) расширительное устройство 14, предназначенное для приема по меньшей мере части указанного охлажденного потока 64 под давлением и для его расширения до более низкого давления 64а, за счет чего указанный поток дополнительно охлаждается;
    в) первую ректификационную колонну 28, предназначенную для приема указанного дополнительно охлажденного потока 64а и для сепарации указанного дополнительно охлажденного потока на указанную летучую фракцию 68Ь остаточного газа и указанную относительно менее летучую фракцию 71Ь;
    отличающаяся тем, что указанный дополнительно охлажденный поток 64а направляется в указанную первую ректификационную колонну 28, в точке подачи сырья в ее средней секции, и установка включает:
    (1) устройство удаления конденсата, подключенное к указанной первой ректификационной колонне и предназначенное для приема потока отгонного конденсата 72 из секции первой ректификационной колонны 28, которая находится ниже указанной точки подачи сырья 64а в средней секции колонны;
    (2) теплообменное устройство 31, подключенное к указанному устройству удаления конденсата и предназначенное для приема указанного потока отгонного конденсата 72, 72а и его нагрева 72Ь;
    (3) вторую ректификационную колонну 32, подключенную к указанному теплообменному устройству 31 и предназначенную для приема указанного потока отгонного конденсата 72Ь и его разделения на поток 73 шлемовых паров и поток 78 жидкого кубового продукта;
    (4) второе устройство охлаждения 34, подключенное ко второй ректификационной колонне 32 и предназначенное для приема указанного потока 73 шлемовых паров и его охлаждения в достаточной степени для его практически полной конденсации, с формированием тем самым потока конденсата 75;
    (5) разделительное устройство, подключенное ко второму охлаждающему устройству 34 и предназначенное для приема указанного потока 75 конденсата и его разделения на первую 76 и вторую 77 части;
    (6) указанное разделительное устройство подключается к указанной второй ректификационной колонне 32 и обеспечивает подачу первой части 76 потока во вторую ректификационную колонну 32, в ее верхнюю точку подачи сырья; при этом (7) указанное разделительное устройство дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу второй части потока 77, 77а в первую ректификационную колонну 28 в точке подачи сырья в нижней части колонны, расположенной ниже зоны, в которой к указанной первой ректификационной колонне 28 подключено устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72;
    (8) указанное теплообменное устройство 31 также подключено к указанной второй ректификационной колонне 32 и обеспечивает прием и охлаждение указанного потока 78 жидкого кубового продукта, таким образом, обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (2), и указанное теплообменное устройство 31 также подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и предназначено для подачи охлажденного потока жидкого кубового продукта 78с в верхнюю точку подачи сырья первой ректификационной колонны 28;
    (9) первое устройство управления, предназначенное для регулирования объемов и температуры указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32, при которой указанный поток шлемовых паров 73 в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный жидкий кубовой поток 78 в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5; и (10) второе устройство управления, предназначенное для регулирования объема и температуры указанных сырьевых потоков 64а, 77а, 78с, направляемых в первую ректификационную колонну 28, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекается основная часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    9. Установка для сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68Ь остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, включающая:
    а) первое устройство охлаждения 20, обеспечивающее охлаждение указанного газового потока 51, 61 под давлением, что дает на выходе холодный поток под давлением;
    б) первое расширительное устройство, предназначенное для приема по меньшей мере части указанного охлажденного потока под давлением и для его расширения до более низкого давления, за счет чего указанный поток дополнительно охлаждается; и
    в) первую ректификационную колонну, предназначенную для приема указанного охлажденного потока и для сепарации указанного охлажденного потока на указанную летучую фракцию остаточного газа
    - 12 021836 и указанную относительно менее летучую фракцию; отличающаяся тем, что включает:
    (1) указанное первое охлаждающее устройство 20, предназначенное для охлаждения указанного газового потока 61 под давлением, достаточным для его частичной конденсации 61а;
    (2) устройство сепарации 21, соединенное с указанным первым охлаждающим устройством 20 и предназначенное для приема частично конденсированного газового потока 61а и его разделения на парообразный поток 62, 64 и по меньшей мере один поток конденсата 63;
    (3) первое расширительное устройство 14, подключенное к указанному устройству сепарации 21 и предназначенное для приема указанного парообразного потока 64 и его расширения до указанного более низкого давления 64а, при этом указанное первое расширительное устройство 14 дополнительно подключено к первой ректификационной колонне 28 и служит для подачи указанного расширенного парообразного потока 64а в первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в ее средней секции;
    (4) второе расширительное устройство 22, подключенное к указанному устройству сепарации 21 и предназначенное для приема по меньшей мере части указанного по меньшей мере одного потока конденсата 63 и ее расширения до указанного более низкого давления 63а, при этом указанное второе расширительное устройство 22 дополнительно подключено к первой ректификационной колонне 28 и служит для подачи указанного расширенного потока конденсата 63а в первую ректификационную колонну 28, в нижнюю точку ее средней секции, расположенную ниже указанной точки 64а подачи сырья в средней секции ректификационной колонны;
    (5) устройство удаления конденсата, подключенное к указанной первой ректификационной колонне 28 и предназначенное для приема потока отгонного конденсата 72 из секции первой ректификационной колонны 28, которая находится ниже указанной точки 64а подачи сырья в средней секции колонны и выше нижней точки 63а подачи сырья в средней секции колонны;
    (6) теплообменное устройство 31, подключенное к указанному устройству удаления конденсата и предназначенное для приема указанного потока отгонного конденсата 72, 72а и его нагрева 72Ь;
    (7) вторая ректификационная колонна 32, подключенная к указанному теплообменному устройству 31 и предназначенная для приема указанного потока нагретого отгонного конденсата 72Ь и его разделения на поток шлемовых паров 73 и поток жидкого кубового продукта 78;
    (8) второе устройство охлаждения 34, подключенное ко второй ректификационной колонне 32 и предназначенное для приема указанного потока шлемовых паров 73 и его охлаждения в достаточной степени для практически полной конденсации, с образованием тем самым потока конденсата 75;
    (9) разделительное устройство, подключенное ко второму охлаждающему устройству 34 и предназначенное для приема указанного потока конденсата 75 и его разделения на первую 76 и вторую 77 части; при этом (10) указанное разделительное устройство подключается к указанной второй ректификационной колонне 32 и обеспечивает подачу первой части потока 76 в указанную вторую ректификационную колонну 32 в ее верхней точке подачи сырья;
    (11) указанное разделительное устройство дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу второй части потока 77, 77а в указанную первую ректификационную колонну 28, в точке подачи сырья в нижней части колонны, расположенной ниже указанной зоны, в которой к первой ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72;
    (12) указанное теплообменное устройство 31 также подключено к указанной второй ректификационной колонне 32, и оно обеспечивает прием и охлаждение указанного потока 78 жидкого кубового продукта, таким образом, обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 для этапа (6), при этом указанное теплообменное устройство 31 дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и предназначено для подачи охлажденного потока жидкого кубового продукта 78с в верхнюю точку ввода сырья первой ректификационной колонны 28;
    (13) первое устройство управления, предназначенное для регулирования объемов и температуры указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32, при которой указанный поток шлемовых паров 73 в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный поток 78 жидкого кубового продукта в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5; и (14) второе устройство управления, предназначенное для регулирования объема и температуры указанных сырьевых потоков 64а, 63а, 77а, 78с, направляемых в первую ректификационную колонну 28, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной первой ректификационной колонны 28, при которой из потока извлекается основная часть компонентов указанной менее летучей фракции 71Ь.
    10. Установка для сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более летучие углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68с
    - 13 021836 остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, включающая:
    а) первое устройство 20, 23 охлаждения, обеспечивающее охлаждение указанного газового потока 51, 61 под давлением, что дает на выходе холодный поток 64 под давлением;
    б) первое расширительное устройство, предназначенное для приема по меньшей мере части указанного охлажденного потока под давлением и для его расширения до более низкого давления, за счет чего указанный поток дополнительно охлаждается;
    в) первую ректификационную колонну, предназначенную для приема указанного охлажденного потока и для сепарации указанного охлажденного потока на летучую фракцию остаточного газа и относительно менее летучую фракцию;
    отличающаяся тем, что включает:
    (1) первое разделительное устройство, подключенное к указанному первому охлаждающему устройству и предназначенное для приема указанного охлажденного потока 64 и его разделения на первый 66 и второй 67 потоки;
    (2) указанное первое расширительное устройство 14, подключенное к указанному первому разделительному устройству и предназначенное для приема указанного второго потока 67 и его расширения до указанного более низкого давления 67а, при этом указанное первое расширительное устройство 14 дополнительно подключено к первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного расширенного второго потока 67а в первую ректификационную колонну 28 в точке подачи сырья в ее средней секции;
    (3) устройство удаления конденсата, подключенное к указанной первой ректификационной колонне 28 и предназначенное для приема потока отгонного конденсата 72 из секции первой ректификационной колонны 28, которая находится ниже указанной точки 67а подачи сырья в средней секции колонны;
    (4) теплообменное устройство 31, подключенное к указанному устройству удаления конденсата и предназначенное для приема указанного потока отгонного конденсата 72, 72а и его нагрева 72Ь;
    (5) вторую ректификационную колонну 32, подключенную к указанному теплообменному устройству 31 и предназначенную для приема указанного потока отгонного конденсата 72Ь и его разделения на поток 73 шлемовых паров и поток 78 жидкого кубового продукта;
    (6) второе устройство охлаждения 34, подключенное ко второй ректификационной колонне 32 и предназначенное для приема указанного потока шлемовых паров 73 и его охлаждения в достаточной степени для практически полной конденсации, с образованием тем самым потока конденсата 75;
    (7) второе разделительное устройство, подключенное ко второму охлаждающему устройству 34 и предназначенное для приема указанного потока конденсата 75 и его разделения на первую 76 и вторую 77 части;
    (8) указанное второе разделительное устройство подключается к указанной второй ректификационной колонне 32 и обеспечивает подачу указанной первой части 76 потока во вторую ректификационную колонну 32, в ее верхнюю точку подачи сырья;
    (9) указанное второе разделительное устройство дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу второй части потока 77, 77а в указанную первую ректификационную колонну 28, в точке подачи сырья в нижней части колонны, расположенной ниже указанной зоны, в которой к первой ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72;
    (10) указанное теплообменное устройство 31 дополнительно соединено со второй ректификационной колонной 32 и предназначено для приема и охлаждения жидкого кубового потока 78, таким образом, обеспечивая, по меньшей мере, частичный нагрев 31 на этапе (4);
    (11) второе расширительное устройство 26, подключенное к указанному первому разделительному устройству и предназначенное для приема указанного первого потока 66 и его расширения до промежуточного давления 66а;
    (12) смешивающее устройство, подключенное к указанному второму расширительному устройству 26 и указанному теплообменному устройству 31 и предназначенное для приема указанного расширенного первого потока 66а и охлажденного потока жидкого кубового продукта 78Ь и формирования смешанного потока 79;
    (13) третье охлаждающее устройство 27, подключенное к указанному смешивающему устройству и обеспечивающее прием указанного смешанного потока 79 и его охлаждение 79а;
    (14) третье расширительное устройство 40, подключенное к указанному третьему охлаждающему устройству 27 и предназначенное для приема указанного охлажденного смешанного потока 79а и его расширения до указанного более низкого давления 79Ь, при этом указанное третье расширительное устройство 40 дополнительно подключено к первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного расширенного охлажденного смешанного потока 79Ь в верхнюю точку подачи сырья первой ректификационной колонны 28;
    (15) первое устройство управления, предназначенное для регулирования объемов и температуры указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, таким
    - 14 021836 образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32, при которой указанный поток шлемовых паров 73 в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный поток 78 жидкого кубового продукта в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5;
  16. (16) второе устройство управления, предназначенное для регулирования объемов и температуры указанных сырьевых потоков 67а, 77а, 79Ь, поступающих в указанную первую ректификационную колонну 28, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной первой ректификационной колонны, при которой из потока извлекается основная часть компонентов указанной относительно менее летучей фракции 71Ь.
    11. Установка для сепарации газового потока 51, содержащего метан и более летучие компоненты, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 68с остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 71Ь, содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, включающая:
    а) первое устройство охлаждения 20, обеспечивающее охлаждение указанного газового потока под давлением 51, 61, что дает на выходе холодный поток под давлением;
    б) первое расширительное устройство, предназначенное для приема по меньшей мере части указанного охлажденного потока под давлением и для его расширения до более низкого давления, за счет чего указанный поток дополнительно охлаждается;
    в) первую ректификационную колонну, предназначенную для приема указанного охлажденного потока и сепарации указанного охлажденного потока на указанную летучую фракцию остаточного газа и указанную относительно менее летучую фракцию;
    отличающаяся тем, что включает:
    (1) указанное первое охлаждающее устройство 20, предназначенное для охлаждения указанного газового потока 61 под давлением, достаточным для его частичной конденсации 61а;
    (2) устройство сепарации 21, соединенное с указанным первым охлаждающим устройством 20 и предназначенное для приема частично конденсированного газового потока 61а и его разделения на парообразный поток 62, 64 и по меньшей мере один поток конденсата 63;
    (3) первое разделительное устройство, подключенное к указанному устройству сепарации 21 и предназначенное для приема указанного парообразного потока 64 и его разделения на первый 66 и второй 67 потоки;
    (4) указанное первое расширительное устройство 14, подключенное к указанному первому разделительному устройству и предназначенное для приема указанного второго потока 67 и его расширения до указанного более низкого давления 67а, причем указанное первое расширительное устройство 14 также подключено к первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного расширенного второго потока 67а в первую ректификационную колонну 28 в точке подачи сырья в ее средней секции;
    (5) второе расширительное устройство 22, подключенное к указанному устройству сепарации 21 и предназначенное для приема по меньшей мере части по меньшей мере одного потока конденсата 63 и ее расширения до указанного более низкого давления 63а, причем указанное второе расширительное устройство 22 также подключено к первой ректификационной колонне 28 и служит для подачи указанного расширенного потока конденсата 63а в первую ректификационную колонну 28, в нижнюю точку ее средней секции, расположенную ниже указанной точки 67а подачи сырья в средней секции колонны;
    (6) устройство удаления конденсата, подключенное к указанной первой ректификационной колонне 28 и предназначенное для приема потока отгонного конденсата 72 из секции первой ректификационной колонны, которая находится ниже указанной точки 67а подачи сырья в средней секции колонны и выше указанной нижней точки подачи сырья 63а в средней секции колонны;
    (7) теплообменное устройство 31, подключенное к указанному устройству удаления конденсата и предназначенное для приема указанного потока отгонного конденсата 72, 72а и его нагрева 72Ь;
    (8) вторая ректификационная колонна 32, подключенная к указанному теплообменному устройству
    31 и предназначенная для приема указанного потока нагретого отгонного конденсата 72Ь и его разделения на поток шлемовых паров 73 и поток жидкого кубового продукта 78;
    (9) второе устройство охлаждения 34, подключенное ко второй ректификационной колонне 32 и предназначенное для приема указанного потока шлемовых паров 73 и его охлаждения в достаточной степени для практически полной конденсации, с образованием тем самым потока конденсата 75;
    (10) второе разделительное устройство, подключенное ко второму охлаждающему устройству 34 и предназначенное для приема указанного потока конденсата 75 и его разделения на первую 76 и вторую 77 части; при этом (11) указанное второе разделительное устройство подключается к указанной второй ректификационной колонне 32 и обеспечивает подачу первой части потока 76 во вторую ректификационную колонну
    32 в ее верхней точке подачи сырья;
    (12) указанное второе разделительное устройство дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанной второй части потока 77, 77а в первую ректификационную колонну 28, в точку подачи сырья в нижней части колонны, расположенную ниже
    - 15 021836 указанной зоны, в которой к указанной первой ректификационной колонне подключено устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72;
    (13) указанное теплообменное устройство 31 дополнительно соединено со второй ректификационной колонной 32 и предназначено для приема и охлаждения потока 78 жидкого кубового продукта, обеспечивая, таким образом, по меньшей мере, частичный нагрев 31 на этапе (7);
    (14) третье расширительное устройство 26, подключенное к указанному первому разделительному устройству и предназначенное для приема указанного первого потока 66 и его расширения до промежуточного давления 66а;
    (15) смешивающее устройство, подключенное к указанному третьему расширительному устройству 26 и указанному теплообменному устройству 31 и предназначенное для приема указанного расширенного первого потока 66а и охлажденного потока жидкого кубового продукта 78Ь и формирования смешанного потока 79;
    (16) третье охлаждающее устройство 27, подключенное к указанному смешивающему устройству и обеспечивающее прием указанного смешанного потока 79 и его охлаждение 79а;
  17. (17) четвертое расширительное устройство 40, подключенное к указанному третьему охлаждающему устройству 27 и предназначенное для приема указанного охлажденного смешанного потока 79а и его расширения до указанного более низкого давления 79Ь, при этом указанное четвертое расширительное устройство 40 дополнительно подключено к первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного расширенного охлажденного смешанного потока 79Ь в верхнюю точку подачи сырья первой ректификационной колонны 28;
  18. (18) первое устройство управления, предназначенное для регулирования объемов и температуры указанных сырьевых потоков 72Ь, 76, поступающих во вторую ректификационную колонну 32, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной второй ректификационной колонны 32, при которой указанный поток шлемовых паров 73 в основном содержит углеводородные компоненты С3 и более летучие компоненты, а указанный поток 78 жидкого кубового продукта в основном содержит углеводородные компоненты С4-С5;
  19. (19) второе устройство управления, предназначенное для регулирования объема и температуры указанных сырьевых потоков 67а, 63а, 77а, 79Ь, направляемых в первую ректификационную колонну 28, таким образом, чтобы поддерживать температуру в верхней секции указанной первой ректификационной колонны, при которой из потока извлекается основная часть указанных менее летучих компонентов 71Ь.
    12. Установка по п.8, отличающаяся тем, что:
    (1) указанное второе охлаждающее устройство 34 предназначено для охлаждения указанного потока шлемовых паров 73 в достаточной степени для его частичной конденсации 73 а;
    (2) устройство сепарации 35 подключено к указанному второму охлаждающему устройству 34 и предназначено для приема указанного частично конденсированного потока шлемовых паров 73 а и его разделения на поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    (3) указанное разделительное устройство подключено к указанному устройству сепарации 35 и предназначено для приема указанного потока конденсата 75; и (4) указанное устройство сепарации 35 подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного потока остаточного пара 74, 74а в первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в нижней части колонны, расположенную ниже указанной зоны, в которой к ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72.
    13. Установка по п.9, отличающаяся тем, что:
    (1) указанное второе охлаждающее устройство 34 предназначено для охлаждения указанного потока шлемовых паров 73 в достаточной степени для его частичной конденсации 73а;
    (2) второе устройство сепарации 35 подключено к указанному второму охлаждающему устройству
    34 и предназначено для приема указанного частично конденсированного потока шлемовых паров 73а и его разделения на поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    (3) указанное разделительное устройство подключено к указанному второму устройству сепарации
    35 и предназначено для приема указанного потока конденсата 75; и (4) указанное второе устройство сепарации 35 подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного потока остаточного пара 74, 74а в первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в нижней части колонны, расположенную ниже указанной зоны, в которой к ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72.
    14. Установка по п.10, отличающаяся тем, что:
    (1) указанное второе охлаждающее устройство 34 предназначено для существенного охлаждения указанного потока шлемовых паров 73 в достаточной степени для его частичной конденсации 73а;
    (2) устройство сепарации 35 подключено к указанному второму охлаждающему устройству 34 и предназначено для приема указанного частично конденсированного потока шлемовых паров 73а и его разделения на поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    - 16 021836 (3) указанное второе разделительное устройство подключено к указанному устройству сепарации 35 и предназначено для приема указанного потока конденсата 75;
    (4) указанное устройство сепарации 35 подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного потока остаточного пара 74, 74а в первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в нижней части колонны, расположенную ниже указанной зоны, в которой к ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72.
    15. Установка по п.11, отличающаяся тем, что:
    (1) указанное второе охлаждающее устройство 34 предназначено для существенного охлаждения указанного потока шлемовых паров 73 в достаточной степени для его частичной конденсации 73а;
    (2) второе устройство сепарации 35 подключено к указанному второму охлаждающему устройству 34 и предназначено для приема указанного частично конденсированного потока шлемовых паров 73 а и его разделения на поток 74 остаточного пара и указанный поток конденсата 75;
    (3) указанное второе разделительное устройство подключено к указанному второму устройству сепарации 35 и предназначено для приема указанного потока конденсата 75;
    (4) указанное второе устройство сепарации 35 подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного потока остаточного пара 74, 74а в первую ректификационную колонну 28, во вторую точку подачи сырья в нижней части колонны, расположенную ниже указанной зоны, в которой к ректификационной колонне 28 подключено указанное устройство удаления конденсата, которое производит отбор указанного потока отгонного конденсата 72.
    16. Установка по пп.9, 11, 13 или 15, отличающаяся тем, что теплообменное устройство 23 подключено к указанному второму расширительному устройству 25 и предназначено для приема указанного расширенного потока конденсата 65а и его нагрева 65Ь, при этом указанное теплообменное устройство дополнительно подключено к указанной первой ректификационной колонне 28 и обеспечивает подачу указанного нагретого расширенного потока конденсата в указанную нижнюю точку подачи сырья средней секции указанной первой ректификационной колонны.
EA201201013A 2010-01-14 2010-12-29 Способ сепарации газового потока EA021836B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US29511910P 2010-01-14 2010-01-14
US12/979,563 US9021832B2 (en) 2010-01-14 2010-12-28 Hydrocarbon gas processing
PCT/US2010/062402 WO2011087884A1 (en) 2010-01-14 2010-12-29 Hydrocarbon gas processing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201201013A1 EA201201013A1 (ru) 2012-12-28
EA021836B1 true EA021836B1 (ru) 2015-09-30

Family

ID=44257443

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201201013A EA021836B1 (ru) 2010-01-14 2010-12-29 Способ сепарации газового потока

Country Status (21)

Country Link
US (1) US9021832B2 (ru)
EP (1) EP2524181A1 (ru)
JP (1) JP5798127B2 (ru)
KR (1) KR101660082B1 (ru)
CN (1) CN102741634B (ru)
AR (1) AR079908A1 (ru)
AU (1) AU2010341438B2 (ru)
BR (1) BR112012017390A2 (ru)
CA (1) CA2786487C (ru)
CL (1) CL2012001837A1 (ru)
CO (1) CO6571915A2 (ru)
EA (1) EA021836B1 (ru)
MX (1) MX2012008087A (ru)
MY (1) MY158951A (ru)
NZ (1) NZ601500A (ru)
PE (1) PE20130058A1 (ru)
SA (1) SA111320085B1 (ru)
SG (1) SG182389A1 (ru)
UA (1) UA109428C2 (ru)
WO (1) WO2011087884A1 (ru)
ZA (1) ZA201205795B (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7777088B2 (en) 2007-01-10 2010-08-17 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide fractionalization process
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
FR2988167B1 (fr) * 2012-03-13 2018-06-15 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procede et appareil de separation d'un melange contenant du dioxyde de carbone par distillation
DE102012020469A1 (de) * 2012-10-18 2014-04-24 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Abtrennung von Methan aus einem Synthesegas
WO2014130066A1 (en) * 2013-02-21 2014-08-28 Gtc Technology Us Llc Separation processes using divided columns
MY179078A (en) 2013-09-11 2020-10-27 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
WO2015038288A1 (en) 2013-09-11 2015-03-19 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
US9637428B2 (en) 2013-09-11 2017-05-02 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
DE102015004120A1 (de) * 2015-03-31 2016-10-06 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
EP3115721A1 (en) * 2015-07-10 2017-01-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for cooling and separating a hydrocarbon stream
RU2592131C1 (ru) * 2015-08-19 2016-07-20 Андрей Владиславович Курочкин Способ подготовки попутного нефтяного газа
RU2610078C1 (ru) * 2015-11-30 2017-02-07 Андрей Владиславович Курочкин Способ переработки низконапорных углеводородных газов и жидких углеводородов
US10393015B2 (en) * 2016-07-14 2019-08-27 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for treating fuel gas
RU2624626C1 (ru) * 2016-08-23 2017-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Установка подготовки попутного нефтяного газа
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10605522B2 (en) * 2016-09-01 2020-03-31 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for LNG liquefaction
GB2556878A (en) * 2016-11-18 2018-06-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Hydrocarbon separation process and apparatus
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
WO2019193740A1 (ja) * 2018-04-06 2019-10-10 日揮株式会社 天然ガス処理方法、及び天然ガス処理装置
US11473837B2 (en) * 2018-08-31 2022-10-18 Uop Llc Gas subcooled process conversion to recycle split vapor for recovery of ethane and propane
MY195957A (en) 2019-03-11 2023-02-27 Uop Llc Hydrocarbon Gas Processing
US11643604B2 (en) 2019-10-18 2023-05-09 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11402154B1 (en) * 2020-02-07 2022-08-02 James M. Meyer Fuel gas conditioning

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090100862A1 (en) * 2007-10-18 2009-04-23 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20090282865A1 (en) * 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (165)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2880592A (en) 1955-11-10 1959-04-07 Phillips Petroleum Co Demethanization of cracked gases
NL240371A (ru) 1958-06-23
US3524897A (en) 1963-10-14 1970-08-18 Lummus Co Lng refrigerant for fractionator overhead
US3292380A (en) 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
DE1551607B1 (de) 1967-11-15 1970-04-23 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zur Tieftemperatur-Rektifikation eines Gasgemisches
US3507127A (en) 1967-12-26 1970-04-21 Phillips Petroleum Co Purification of nitrogen which contains methane
US3516261A (en) 1969-04-21 1970-06-23 Mc Donnell Douglas Corp Gas mixture separation by distillation with feed-column heat exchange and intermediate plural stage work expansion of the feed
BE758567A (fr) 1969-11-07 1971-05-06 Fluor Corp Procede de recuperation d'ethylene a basse pression
US3902329A (en) 1970-10-28 1975-09-02 Univ California Distillation of methane and hydrogen from ethylene
US3837172A (en) 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
US3920767A (en) * 1974-05-29 1975-11-18 Phillips Petroleum Co Isoparaffin-olefin alkylation using hf-ethyl fluoride catalysis with recovery of ethyl fluorine and alkylation of secondary and tertiary alkyl fluorides
US4004430A (en) 1974-09-30 1977-01-25 The Lummus Company Process and apparatus for treating natural gas
GB1475475A (en) 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US4002042A (en) 1974-11-27 1977-01-11 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of C2 + hydrocarbons by plural stage rectification and first stage dephlegmation
US3983711A (en) 1975-01-02 1976-10-05 The Lummus Company Plural stage distillation of a natural gas stream
US4115086A (en) 1975-12-22 1978-09-19 Fluor Corporation Recovery of light hydrocarbons from refinery gas
US4171964A (en) 1976-06-21 1979-10-23 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4157904A (en) 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4140504A (en) 1976-08-09 1979-02-20 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4132604A (en) 1976-08-20 1979-01-02 Exxon Research & Engineering Co. Reflux return system
US4251249A (en) 1977-01-19 1981-02-17 The Randall Corporation Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream
US4185978A (en) 1977-03-01 1980-01-29 Standard Oil Company (Indiana) Method for cryogenic separation of carbon dioxide from hydrocarbons
US4278457A (en) 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4284423A (en) 1978-02-15 1981-08-18 Exxon Research & Engineering Co. Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds containing admixtures of methane and hydrogen
US4203741A (en) 1978-06-14 1980-05-20 Phillips Petroleum Company Separate feed entry to separator-contactor in gas separation
US4356014A (en) 1979-04-04 1982-10-26 Petrochem Consultants, Inc. Cryogenic recovery of liquids from refinery off-gases
US4318723A (en) 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
US4322225A (en) 1980-11-04 1982-03-30 Phillips Petroleum Company Natural gas processing
IT1136894B (it) 1981-07-07 1986-09-03 Snam Progetti Metodo per il recupero di condensati da una miscela gassosa di idrocarburi
US4738699A (en) 1982-03-10 1988-04-19 Flexivol, Inc. Process for recovering ethane, propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream
US4883515A (en) * 1982-05-03 1989-11-28 Advanced Extraction Technologies, Inc. Processing hydrocarbon gases with selected physical solvents
US4445917A (en) 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
CA1235650A (en) 1983-09-13 1988-04-26 Paul Kumman Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
US4507133A (en) 1983-09-29 1985-03-26 Exxon Production Research Co. Process for LPG recovery
USRE33408E (en) 1983-09-29 1990-10-30 Exxon Production Research Company Process for LPG recovery
US4525185A (en) 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4545795A (en) 1983-10-25 1985-10-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction
US4519824A (en) 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
DE3414749A1 (de) 1984-04-18 1985-10-31 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur abtrennung hoeherer kohlenwasserstoffe aus einem kohlenwasserstoffhaltigen rohgas
US4657571A (en) 1984-06-29 1987-04-14 Snamprogetti S.P.A. Process for the recovery of heavy constituents from hydrocarbon gaseous mixtures
FR2571129B1 (fr) 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
US4617039A (en) 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
DE3445961A1 (de) 1984-12-17 1986-06-26 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur abtrennung von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen aus einem gasstrom
FR2578637B1 (fr) 1985-03-05 1987-06-26 Technip Cie Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede
US4596588A (en) 1985-04-12 1986-06-24 Gulsby Engineering Inc. Selected methods of reflux-hydrocarbon gas separation process
DE3531307A1 (de) 1985-09-02 1987-03-05 Linde Ag Verfahren zur abtrennung von c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen aus erdgas
US4746342A (en) 1985-11-27 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Recovery of NGL's and rejection of N2 from natural gas
US4687499A (en) 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4698081A (en) 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator
US4707170A (en) 1986-07-23 1987-11-17 Air Products And Chemicals, Inc. Staged multicomponent refrigerant cycle for a process for recovery of C+ hydrocarbons
US4710214A (en) 1986-12-19 1987-12-01 The M. W. Kellogg Company Process for separation of hydrocarbon gases
US4711651A (en) 1986-12-19 1987-12-08 The M. W. Kellogg Company Process for separation of hydrocarbon gases
US4755200A (en) 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
DE3814294A1 (de) 1988-04-28 1989-11-09 Linde Ag Verfahren zur abtrennung von kohlenwasserstoffen
US4854955A (en) 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4869740A (en) 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4851020A (en) 1988-11-21 1989-07-25 Mcdermott International, Inc. Ethane recovery system
US4889545A (en) 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4895584A (en) 1989-01-12 1990-01-23 Pro-Quip Corporation Process for C2 recovery
US5114451A (en) 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
FR2681859B1 (fr) 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
JPH06299174A (ja) 1992-07-24 1994-10-25 Chiyoda Corp 天然ガス液化プロセスに於けるプロパン系冷媒を用いた冷却装置
JPH06159928A (ja) 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
US5275005A (en) 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
US5335504A (en) 1993-03-05 1994-08-09 The M. W. Kellogg Company Carbon dioxide recovery process
FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5568737A (en) 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5546764A (en) 1995-03-03 1996-08-20 Advanced Extraction Technologies, Inc. Absorption process for recovering ethylene and hydrogen from refinery and petrochemical plant off-gases
US5566554A (en) 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
US5555748A (en) 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
RU2144556C1 (ru) 1995-06-07 2000-01-20 Элкор Корпорейшн Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты)
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
US5675054A (en) 1995-07-17 1997-10-07 Manley; David Low cost thermal coupling in ethylene recovery
US5685170A (en) 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5600969A (en) 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
US5755115A (en) 1996-01-30 1998-05-26 Manley; David B. Close-coupling of interreboiling to recovered heat
EP0883786B1 (en) 1996-02-29 2002-08-28 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method of reducing the amount of components having low boiling points in liquefied natural gas
US5799507A (en) 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
JPH10204455A (ja) 1997-01-27 1998-08-04 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
US5983664A (en) 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5890378A (en) 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5881569A (en) 1997-05-07 1999-03-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
DZ2535A1 (fr) 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
WO1999001707A1 (en) 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
US5953936A (en) * 1997-10-28 1999-09-21 Air Products And Chemicals, Inc. Distillation process to separate mixtures containing three or more components
US5890377A (en) 1997-11-04 1999-04-06 Abb Randall Corporation Hydrocarbon gas separation process
US5992175A (en) 1997-12-08 1999-11-30 Ipsi Llc Enhanced NGL recovery processes
DZ2671A1 (fr) 1997-12-12 2003-03-22 Shell Int Research Processus de liquéfaction d'un produit alimenté gazeux riche en méthane pour obtenir un gaz natural liquéfié.
US6237365B1 (en) 1998-01-20 2001-05-29 Transcanada Energy Ltd. Apparatus for and method of separating a hydrocarbon gas into two fractions and a method of retrofitting an existing cryogenic apparatus
US5970742A (en) * 1998-04-08 1999-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Distillation schemes for multicomponent separations
US6182469B1 (en) 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6116050A (en) 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6119479A (en) 1998-12-09 2000-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
MY117548A (en) 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6125653A (en) 1999-04-26 2000-10-03 Texaco Inc. LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
WO2000071952A1 (en) 1999-05-26 2000-11-30 Chart Inc. Dephlegmator process with liquid additive
US6324867B1 (en) 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
US6308531B1 (en) 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
US6347532B1 (en) 1999-10-12 2002-02-19 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process with partial condensation of mixed refrigerant at intermediate temperatures
US7310971B2 (en) 2004-10-25 2007-12-25 Conocophillips Company LNG system employing optimized heat exchangers to provide liquid reflux stream
US6244070B1 (en) 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components
GB0000327D0 (en) 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
US6453698B2 (en) 2000-04-13 2002-09-24 Ipsi Llc Flexible reflux process for high NGL recovery
WO2001088447A1 (en) 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
US6361582B1 (en) 2000-05-19 2002-03-26 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation using C3+ hydrocarbon-resistant membranes
AU2001271587B2 (en) 2000-08-11 2004-09-02 Fluor Technologies Corporation High propane recovery process and configurations
US20020166336A1 (en) 2000-08-15 2002-11-14 Wilkinson John D. Hydrocarbon gas processing
BR0114387A (pt) 2000-10-02 2004-02-17 Elcor Corp Processamento de hidrocarbonetos gasosos
US6367286B1 (en) 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
FR2817766B1 (fr) 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6417420B1 (en) * 2001-02-26 2002-07-09 Uop Llc Alkylaromatic process with removal of aromatic byproducts using efficient distillation
US6712880B2 (en) 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
US6526777B1 (en) 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6742358B2 (en) 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6516631B1 (en) 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing
US6550274B1 (en) * 2001-12-05 2003-04-22 Air Products And Chemicals, Inc. Batch distillation
US6565626B1 (en) 2001-12-28 2003-05-20 Membrane Technology And Research, Inc. Natural gas separation using nitrogen-selective membranes
US7069743B2 (en) 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US6564579B1 (en) 2002-05-13 2003-05-20 Black & Veatch Pritchard Inc. Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
US6945075B2 (en) 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6694775B1 (en) 2002-12-12 2004-02-24 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for the recovery of krypton and/or xenon
US7484385B2 (en) 2003-01-16 2009-02-03 Lummus Technology Inc. Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process
CA2515999C (en) * 2003-02-25 2012-12-18 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7107788B2 (en) 2003-03-07 2006-09-19 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies Residue recycle-high ethane recovery process
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7273542B2 (en) 2003-04-04 2007-09-25 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for recovering olefins
US6907752B2 (en) 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US7155931B2 (en) 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
CN100565061C (zh) * 2003-10-30 2009-12-02 弗劳尔科技公司 柔性液态天然气工艺和方法
US7159417B2 (en) 2004-03-18 2007-01-09 Abb Lummus Global, Inc. Hydrocarbon recovery process utilizing enhanced reflux streams
US7316127B2 (en) 2004-04-15 2008-01-08 Abb Lummus Global Inc. Hydrocarbon gas processing for rich gas streams
US7204100B2 (en) 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
KR101200611B1 (ko) 2004-07-01 2012-11-12 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 액화 천연 가스 처리
US7165423B2 (en) 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
US7219513B1 (en) 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
WO2006115597A2 (en) 2005-04-20 2006-11-02 Fluor Technologies Corporation Integrated ngl recovery and lng liquefaction
US20060260355A1 (en) * 2005-05-19 2006-11-23 Roberts Mark J Integrated NGL recovery and liquefied natural gas production
US9080810B2 (en) 2005-06-20 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
RU2430316C2 (ru) 2006-03-24 2011-09-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ для сжижения углеводородного потока и устройство для его осуществления
US7666251B2 (en) 2006-04-03 2010-02-23 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide purification method
CA2653610C (en) 2006-06-02 2012-11-27 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20080016910A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas
US20080078205A1 (en) 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US8256243B2 (en) * 2006-12-16 2012-09-04 Kellogg Brown & Root Llc Integrated olefin recovery process
US8590340B2 (en) 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9869510B2 (en) 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
GB2463202B (en) 2007-07-19 2011-01-12 Shell Int Research Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream and one or more fractionated streams from an initial feed stream
US9074814B2 (en) 2010-03-31 2015-07-07 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052137B2 (en) 2009-02-17 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9933207B2 (en) 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) 2009-02-17 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
EA022672B1 (ru) 2009-02-17 2016-02-29 Ортлофф Инджинирс, Лтд. Обработка углеводородного газа
US9939195B2 (en) 2009-02-17 2018-04-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US8881549B2 (en) 2009-02-17 2014-11-11 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052136B2 (en) 2010-03-31 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
AU2010259046A1 (en) 2009-06-11 2012-02-23 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9476639B2 (en) 2009-09-21 2016-10-25 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US9057558B2 (en) 2010-03-31 2015-06-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9068774B2 (en) 2010-03-31 2015-06-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
MY160789A (en) 2010-06-03 2017-03-15 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090100862A1 (en) * 2007-10-18 2009-04-23 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20090282865A1 (en) * 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing

Also Published As

Publication number Publication date
PE20130058A1 (es) 2013-02-04
CN102741634A (zh) 2012-10-17
EA201201013A1 (ru) 2012-12-28
WO2011087884A1 (en) 2011-07-21
JP2013517450A (ja) 2013-05-16
SG182389A1 (en) 2012-08-30
AU2010341438A1 (en) 2012-08-23
UA109428C2 (ru) 2015-08-25
CN102741634B (zh) 2015-06-03
US9021832B2 (en) 2015-05-05
MY158951A (en) 2016-11-30
MX2012008087A (es) 2012-12-17
AU2010341438B2 (en) 2015-01-29
SA111320085B1 (ar) 2014-09-15
CL2012001837A1 (es) 2012-11-16
BR112012017390A2 (pt) 2016-04-19
CA2786487A1 (en) 2011-07-21
CA2786487C (en) 2017-08-01
JP5798127B2 (ja) 2015-10-21
EP2524181A1 (en) 2012-11-21
ZA201205795B (en) 2013-05-29
KR101660082B1 (ko) 2016-09-26
KR20120104633A (ko) 2012-09-21
CO6571915A2 (es) 2012-11-30
NZ601500A (en) 2014-08-29
US20110167868A1 (en) 2011-07-14
AR079908A1 (es) 2012-02-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021836B1 (ru) Способ сепарации газового потока
CA2772972C (en) Hydrocarbon gas processing
CA2703052C (en) Hydrocarbon gas processing
US20190170435A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
EA023919B1 (ru) Переработка углеводородного газа
EA023957B1 (ru) Переработка углеводородного газа
EA025641B1 (ru) Способ переработки газа
EA027815B1 (ru) Переработка углеводородного газа
CA2901741C (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

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

Designated state(s): RU