EA022672B1 - Обработка углеводородного газа - Google Patents

Обработка углеводородного газа Download PDF

Info

Publication number
EA022672B1
EA022672B1 EA201171070A EA201171070A EA022672B1 EA 022672 B1 EA022672 B1 EA 022672B1 EA 201171070 A EA201171070 A EA 201171070A EA 201171070 A EA201171070 A EA 201171070A EA 022672 B1 EA022672 B1 EA 022672B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
heat
mass transfer
cooled
expanded
Prior art date
Application number
EA201171070A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201171070A1 (ru
Inventor
Эндрю Ф. Джонк
У. Ларри Льюис
Джон Д. Уилкинсон
Джо Т. Линч
Хэнк М. Хадсон
Кайл Т. Кьюллар
Original Assignee
Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Эс.Эм.И. ПРОДАКТС ЭлПи
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=42634173&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA022672(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from US12/372,604 external-priority patent/US20100206542A1/en
Application filed by Ортлофф Инджинирс, Лтд., Эс.Эм.И. ПРОДАКТС ЭлПи filed Critical Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Publication of EA201171070A1 publication Critical patent/EA201171070A1/ru
Publication of EA022672B1 publication Critical patent/EA022672B1/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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • 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
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/0066—Multi-circuit heat-exchangers, e.g. integrating different heat exchange sections in the same unit or heat-exchangers for more than two fluids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/08—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being otherwise bent, e.g. in a serpentine or zig-zag
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D27/00—Simultaneous control of variables covered by two or more of main groups G05D1/00 - G05D25/00
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D9/00—Level control, e.g. controlling quantity of material stored in vessel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a 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
    • F25J2200/70—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
    • F25J2200/80—Processes or apparatus using separation by rectification using integrated mass and heat exchange, i.e. non-adiabatic rectification in a reflux exchanger or dephlegmator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/42—Modularity, pre-fabrication of modules, assembling and erection, horizontal layout, i.e. plot plan, and vertical arrangement of parts of the cryogenic unit, e.g. of the cold box
    • 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
    • F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
    • F25J5/007—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger combined with mass exchange, i.e. in a so-called dephlegmator

Landscapes

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

Abstract

Раскрыты способ и устройство для извлечения этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых углеводородных компонентов из потока углеводородного газа в компактной технологической сборке. Газовый поток охлаждают и разделяют на первый и второй потоки. Первый поток далее охлаждают для конденсации, по существу, его всего, впоследствии расширяют до более низкого давления и подают в качестве верхней подачи в устройство абсорбции внутри узла обработки. Второй поток также расширяют до более низкого давления и подают в качестве нижней подачи в устройство абсорбции. Из верхней части устройства абсорбции собирают поток дистилляционного пара и направляют в одно или более устройств теплообмена внутри узла обработки для его нагрева, охлаждая при этом газовый поток и первый поток. Из нижней части устройства абсорбции собирают поток дистилляционной жидкости и направляют в устройство тепло- и массопереноса внутри узла обработки для его нагрева и отпаривания его летучих компонентов, охлаждая при этом газовый поток. Количества и температуры подаваемых потоков в устройство абсорбции являются эффективными для поддержания температуры у верхней части устройства абсорбции при температуре, при которой извлекают основные части желаемых компонентов в отпаренном потоке дистилляционной жидкости.

Description

Это изобретение относится к способу и устройству для разделения газа, содержащего углеводороды. Заявители испрашивают преимущество согласно разделу 35 Свода законов США, статьи 119(е) по предшествующей временной патентной заявке США № 61/186361, которая была подана 11 июня 2009 г. Заявители также испрашивают преимущество согласно разделу 35 Свода законов США, статьи 120 в качестве частичного продолжения патентной заявки США № 12/372604, которая была подана 17 февраля 2009 г. Патентообладатели, 8МЕ Л55ОС1а1с5. 1пс. и ОгЙоЕЕ Епдшееге, Иб. представляли собой стороны совместного исследовательского соглашения, которое являлось действующим до создания изобретения по данной заявке.
Этилен, этан, пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды можно извлечь из ряда газов, таких как природный газ, газ нефтепереработки и потоки синтетического газа, полученные из других углеводородных материалов, таких как уголь, сырая нефть, нафта, нефтяной сланец, нефтеносные пески и лигнит. Природный газ обычно имеет большую пропорциональную долю метана и этана, т.е. метан и этан вместе составляют по меньшей мере 50 мол.% газа. Газ также содержит относительно меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутаны, пентаны и им подобные, так же как водорода, азота, диоксида углерода и других газов.
Настоящее изобретение в общем касается извлечения этилена, этана, пропилена, пропана и более тяжелых углеводородов из таких газовых потоков. Типичный химический состав газового потока, подлежащего обработке в соответствии с этим изобретением, представлял бы собой, в приблизительных мол.%: метан - 90,0; этан и другие С2 компоненты - 4,0; пропан и другие С3 компоненты - 1,7; изобутан 0,3, нормальный бутан - 0,5 и пентаны (вдобавок) - 0,8, при этом баланс подводится при помощи азота и диоксида углерода. Также иногда присутствуют серосодержащие газы.
Исторически циклические колебания в ценах как на природный газ, так и на компоненты продукта его сжижения (ΝΟΓ) временами снижали прирост этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых компонентов в качестве жидких продуктов. Это привело к потребности в способах, которые могут обеспечить эффективные извлечения с более низкими капитальными затратами. Доступные способы для разделения этих материалов включают таковые, основанные на охлаждении и низкотемпературной конденсации газа, абсорбции нефти и абсорбции нефти с охлаждением. Вдобавок, криогенные способы стали популярными из-за доступности рентабельного оборудования, которое вырабатывает энергию, при этом одновременно расширяя и извлекая тепло из обрабатываемого газа. В зависимости от давления источника газа обогащенности (содержание этана, этилена и более тяжелых углеводородов) газа и желаемых конечных продуктов можно использовать каждый из этих способов или комбинацию таковых.
Низкотемпературный процесс расширения в настоящее время является общепринятым для извлечения жидких продуктов сжижения природного газа из-за того, что он обеспечивает максимальную простоту с простотой ввода в эксплуатацию, эксплуатационной гибкостью, хорошей эффективностью и хорошей надежностью. 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, заменяющем патенте США № 33408 и одновременно находящихся на рассмотрении заявках № 11/430412, 11/839693, 11/971491 и 12/206230 описываются имеющие отношение к делу способы (хотя описание настоящего изобретения в некоторых случаях основано на условиях обработки, отличающихся от таковых, описанных в процитированных патентах США).
В обычном низкотемпературном расширительном процессе извлечения подаваемый поток газа под давлением охлаждают путем теплообмена с другими потоками процесса и/или внешними источниками охлаждения, такими как система компрессионного охлаждения пропана. По мере того как газ охлаждается, жидкости можно сконденсировать и собрать в одном или более сепараторах в качестве жидкостей под высоким давлением, содержащих некоторые из желательных С2+ компонентов. В зависимости от обогащенности газа и количества образовавшихся жидкостей, жидкости высокого давления можно расширять до более низкого давления и фракционировать. Испарение, происходящее во время расширения жидкостей, приводит к дальнейшему охлаждению потока. При некоторых условиях предварительное охлаждение жидкостей под высоким давлением перед расширением может являться желательным с целью далее снизить температуру, вызванную расширением. Расширенный поток, включающий смесь жидкости и пара, фракционируют в дистилляционной колонне (деметанизаторе или деэтанизаторе). В колонне поток(и), охлажденный(ые) расширением, перегоняют для отделения остаточного метана, азота и других летучих газов в качестве отводимого с верха колонны пара от желаемых С2 компонентов, С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в качестве кубового жидкостного продукта или для отделения остаточного метана, С2 компонентов, азота и других летучих газов в качестве отводимого с верха колонны пара от желаемых С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в качестве кубового жидкостного продукта.
Если подаваемый (сырьевой) газ не полностью сконденсировать (обычно он таким и не является), то пар, остающийся от частичной конденсации, можно разделить на два потока. Одну часть пара пропускают через расширительную машину или двигатель или через расширительный клапан к более низкому
- 1 022672 давлению, при котором в результате дальнейшего охлаждения потока конденсируются дополнительные жидкости. Давление после расширения является, по существу, тем же, что и давление, при котором эксплуатируется дистилляционная колонна.
Комбинированные парожидкостные фазы, получающиеся в результате расширения, подают в качестве подачи в колонну.
Остающуюся часть пара охлаждают до значительной конденсации путем теплообмена с другими потоками процесса, например с холодной ректификационной колонной выше. Некоторую часть или всю жидкость под высоким давлением можно объединить с этой частью пара перед охлаждением. Получившийся охлажденный поток затем расширяют при помощи подходящего расширяющего устройства, такого как расширительный клапан, до давления, при котором эксплуатируется деметанизатор. Во время расширения часть жидкости испарится, приводя к охлаждению общего потока. Мгновенно расширенный поток затем подают в качестве верхней подачи в деметанизатор. Обычно паровую часть мгновенно расширенного потока и отводимый сверху деметанизатора пар объединяют в расположенной выше секции сепаратора в ректификационной колонне в качестве остаточного метанового газообразного продукта. Альтернативным образом, расширенный поток можно подать в сепаратор для создания парового и жидкостного потоков. Пар объединяют с паром, отводимым с верха колонны, и жидкость подают в колонну в качестве верхней подачи в колонну.
В настоящем изобретении используется новый способ осуществления различных стадий, описанных выше, более эффективным образом и с использованием меньшего количества единиц оборудования. Это достигается путем комбинации того, что являлось до этого отдельными единицами оборудования, в общий корпус, таким образом снижая размеры площадки, требуемые для установки по обработке и снижая капитальную стоимость объекта. Неожиданно заявители обнаружили, что более компактное расположение также значительно снижает потребление энергии, требуемое для достижения данного уровня извлечения, таким образом увеличивая эффективность процесса и снижая эксплуатационные затраты объекта. Вдобавок, более компактное расположение также ликвидирует большую часть трубопроводов, использовавшихся для соединения между собой отдельных единиц оборудования в традиционных проектах установок, далее снижая капитальные затраты и также ликвидируя связанные фланцевые соединения трубопроводов. Так как фланцевые соединения представляют собой потенциальный источник утечек для углеводородов (которые представляют собой летучие органические соединения, УОС, которые вносят вклад в парниковые газы, и могут также являться предшественниками образования атмосферного озона), ликвидация этих фланцев снижает потенциальные атмосферные выбросы, которые могут нанести вред окружающей среде.
В соответствии с настоящим изобретением было обнаружено, что можно достичь извлечения С2 свыше 88%. Аналогично, в тех случаях, когда извлечение С2 компонентов не является желательным, можно поддерживать извлечения С3 свыше 93%. Вдобавок, настоящее изобретение делает возможным практически 100% отделение метана (или С2 компонентов) и более легких компонентов от С2 компонентов (или С3 компонентов) и более тяжелых компонентов с более низкими энергетическими потребностями по сравнению с предшествующим уровнем техники, сохраняя при этом тот же самый уровень извлечения.
Настоящее изобретение, хотя и применимо при более низких давлениях и более низких температурах, является особенно преимущественным при обработке подаваемых (сырьевых) газов в диапазоне 2758-10342 кПа (а) (400-1500 фунтов/дюйм2 (а)) или выше при условиях, требующих температур наверху регенерационной колонны ЫСЬ в -46°С (-50°Р) или холоднее.
Для лучшего понимания настоящего изобретения производится ссылка на следующие примеры и чертежи. Касательно чертежей:
фиг. 1 представляет собой диаграмму установки обработки природного газа из известного уровня техники в соответствии с патентом США № 4157904;
фиг. 2 представляет собой технологическую схему установки обработки природного газа в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 3-9 представляют собой технологические схемы, показывающие альтернативные способы применения настоящего изобретения к потоку природного газа.
В следующем пояснении вышеприведенных фигур приведены таблицы, в которых просуммированы скорости потоков, рассчитанные для характерных условий процесса. В таблицах, приведенных в данном документе, значения скоростей потоков (моль/ч) округлили до ближайшего целого числа для удобства. Общие скорости потоков, приведенные в таблице, включают все неуглеводородные компоненты и, следовательно, являются большими, нежели сумма скоростей потоков для углеводородных компонентов. Указанные температуры представляют собой приблизительные значения, округленные до ближайшего градуса. Стоит также отметить, что расчеты по разработке процесса, выполненные с целью сравнения процессов, отображенных на фигурах, являются основанными на предположении отсутствия утечек тепла из (или в) окружающей среды в (или из) процесса. Качество доступных на рынке изолирующих материалов делает это предположение весьма рациональным и таковым, какое обычно делается специалистами в данной области техники.
- 2 022672
Для удобства параметры процесса приведены как в традиционных британских единицах, так и в единицах Будете 1и1егиайоиа1 б'ииДск (СИ). Мольные скорости потоков, приведенные в таблицах, можно интерпретировать либо в фунт-моль/ч, либо в кг-моль/ч. Потребления энергии, приведенные в виде лошадиных сил (НР) и/или тысяч британских тепловых единиц в час (МВТи/Нг) соответствуют указанным мольным скоростям потока в фунт-моль/ч. Потребления энергии, приведенные в виде киловатт (кВт), соответствуют указанным мольным скоростям потока в кг-моль/ч.
Описание предшествующего уровня техники
Фиг. 1 представляет собой технологическую схему, показывающую конструкцию обрабатывающей установки для извлечения С2+ компонентов из природного газа с использованием известного уровня техники в соответствии с патентом США № 4157904. В этой симуляции процесса входящий газ входит в установку при 39°С (101°Р) и 6307 кПа (а) (915 фунт/дюйм2 (а)) в качестве потока 31. Если входящий газ содержит концентрацию соединений серы, которые бы препятствовали соответствию потоков продуктов требованиям, соединения серы удаляют подходящей предварительной обработкой подаваемого (сырьевого) газа (не показано). Вдобавок, подаваемый поток обычно обезвоживают для предотвращения образования гидрата (льда) в криогенных условиях. Для этой цели обычно использовали твердый осушитель.
Подаваемый поток 31 разделяют на две части, потоки 32 и 33. Поток 32 охлаждают до -35°С (-31°Р) в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 41а), в то время как поток 33 охлаждают до -38°С (-37°Р) в теплообменнике 11 путем теплообмена с дистилляционными жидкостями деметанизатора при 6°С (43°Р) (поток 43) и побочными дистилляционными жидкостями при -44°С (-47°Р) (поток 42). Потоки 32а и 33а заново объединяют для образования потока 31а, который входит в сепаратор 12 при -36°С (-33°Р) и 6155 кПа (а) (893 фунт/дюйм2 (а)), где пар (поток 34) отделяют от конденсированной жидкости (поток 35).
Пар (поток 34) из сепаратора 12 разделяют на два потока, 36 и 39. Поток 36, содержащий примерно 32% общего количества пара, объединяют с жидкостью из сепаратора (поток 35), и объединенный поток 38 проходит через теплообменник 13 в теплообменном взаимоотношении с холодным остаточным газом (поток 42), где он охлаждается до значительной конденсации. Получившийся значительно сконденсированный поток 38а при -90°С (-131°Р) затем мгновенно расширяют через расширительный клапан 14 до эксплуатационного давления (приблизительно 2827 кПа (а) (410 фунт/дюйм2 (а))) ректификационной колонны 18. Во время расширения часть потока испаряется, приводя к охлаждению всего потока. В процессе, показанном на фиг. 1, расширенный поток 38Ь, покидающий расширительный клапан 14, достигает температуры в -94°С (-137°Р) и подается в секцию 18а сепаратора в верхней области ректификационной колонны 18. Жидкости, разделенные там, становятся верхней подачей в секцию деметанизации 18Ь.
Остающиеся 68% пара из сепаратора 12 (поток 39) входят в расширительную машину 15, в которой из этой части подачи под высоким давлением извлекается механическая энергия. Машина 15 расширяет пар в значительной степени изоэнтропно до эксплуатационного давления колонны, при этом расширение охлаждает расширенный поток 39а до температуры приблизительно в -72°С (-97°Р). Обычные доступные на рынке расширители способны извлечь порядка 80-85% работы, теоретически доступной в идеальном изоэнтропном расширении. Полученную работу обычно используют для приведения в движение центробежного компрессора (такого, как элемент 16), который можно использовать, например, для повторного сжатия остаточного газа (поток 41Ь). Частично конденсированный расширенный поток 39а впоследствии подают в качестве подачи в ректификационную колонну 18 в средней точке подачи в колонну.
Деметанизатор в колонне 18 представляет собой обычную дистилляционную колонну, содержащую множество вертикально расположенных тарелок, одного или более плотных слоев, или какой-либо комбинации тарелок и насадки. Как это часто бывает в таких случаях в установках по обработке газа, ректификационная колонна может состоять из двух секций. Верхняя секция 18а представляет собой сепаратор, в котором частично испаренная верхняя подача разделяется на ее соответствующие паровую и жидкостную части, и в которой пар, поднимающийся из нижней дистилляционной или деметанизирующей секции 18Ь, объединяется с паровой частью из верхней подачи для образования холодного пара, отходящего с верха деметанизатора (поток 41), который выходит из верхней части колонны при -93°С (-136°Р). Нижняя деметанизирующая секция 18Ь содержит тарелки и/или насадку, и обеспечивает необходимый контакт между жидкостями, стекающими вниз и парами, поднимающимися вверх. Деметанизирующая секция 18Ь также включает подогреватели (такие, как подогреватель и боковой подогреватель, описанные ранее), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, текущих вниз по колонне, для образования отпарных паров, которые идут вверх по колонне для удаления из жидкого продукта, потока 41, метана и более легких компонентов.
Поток жидкого продукта 44 выходит из днища колонны при 19°С (65°Р) на основании обычной характеристики соотношения метана и этана в 0,010:1 в массовом масштабе кубового продукта. Остаточный газ (отходящий с верха деметанизатора паровой поток 41) проходит противоточно входящему подаваемому газу в теплообменник 13, где его нагревают до -42°С (-44°Р) (поток 41а), и в теплообменник 10, где его нагревают до 36°С (96°Р) (поток 41Ь). Остаточный газ затем повторно сжимают в два этапа. Первый этап представляет собой компрессор 16, приводимый в движение расширительной машиной 15.
- 3 022672
Второй этап представляет собой компрессор 20, приводимый в движение дополнительным источником энергии, который сжимает остаточный газ (поток 416) до давления трубопровода товарной продукции. После охлаждения до 49°С (120°Р) в разгрузочном охладителе 21 продукт -остаточный газ (поток 41е) течет в газовый трубопровод товарной продукции при 6307 кПа (а) (915 фунт/дюйм2 (а)), достаточный для соответствия требованиям к трубопроводу (обычно порядка давления на входе.
Сводка скоростей потоков и потребления энергии для процесса, приведенного на фиг. 1, приведена в табл. 1.
Таблица 1
Сводка скорости потока, кг-моль/ч (фунт-моль/ч)
Поток Метан Этан Пропан Бутаны+ Итого
31 12,359 546 233 229 13,726
32 8,404 371 159 155 9, 334
33 3, 955 175 74 74 4, 392
34 12,117 493 172 70 13,196
35 242 53 61 159 530
36 3,829 156 54 22 4, 170
38 4,071 209 115 181 4,700
39 8,288 337 118 48 9, 02 6
41 12,350 62 5 1 12,620
44 9 484 228 228 1,106
Извлечения*.
Этан 88,54%
Пропан 97,70%
Бутаны+ 99, 65%
Энергия.
Компрессия остаточного газа 8,506 КВт (5,174 л.с.)
* На основании неокругленных скоростей потоков.
Описание изобретения
На фиг. 2 приведена технологическая схема процесса в соответствии с настоящим изобретением. Состав подаваемого (сырьевого) газа и принятые во внимание условия в процессе, представленном на фиг. 2, являются теми же, что и таковые на фиг. 1. Соответственно, процесс на фиг. 2 можно сравнить с таковым на фиг. 1 для демонстрации преимуществ настоящего изобретения.
В симуляции процесса по фиг. 2 входящий газ входит в установку в качестве потока 31 и разделяется на две части, потоки 32 и 33. Первая часть, поток 32, входит в устройство теплообмена в верхней области секции 118а охлаждения подачи внутри узла 118 обработки. Это устройство теплообмена может состоять из теплообменника с оребренными трубами, пластинчатого теплообменника, спаянного алюминиевого теплообменника или другого типа устройства теплообмена, включая многоходовые и/или универсальные теплообменники. Устройство теплообмена сконфигурировано для обеспечения теплообмена между потоком 32, текущим через один проход устройства теплообмена, и потоком дистилляционного пара, выходящим из секции 118Ь сепаратора внутри узла 118 обработки, который нагрели в устройстве теплообмена в нижней области секции 118а охлаждения подачи. Поток 32 охлаждают, при этом далее нагревая поток дистилляционного пара, при этом поток 32а покидает устройство теплообмена при -32°С (-26°Р).
Вторая часть, поток 33, входит в устройство тепло- и массообмена в секции 1186 деметанизации внутри узла 118 обработки. Это устройство тепло- и массообмена также может состоять из теплообменника с оребренными трубами, пластинчатого теплообменника, спаянного алюминиевого теплообменника или другого типа устройства теплообмена, включая многоходовые и/или универсальные теплообменники. Устройство тепло- и массопереноса сконфигурировано для обеспечения теплообмена между потоком 33, текущим через один проход устройства тепло- и массопереноса, и потоком дистилляционной жидкости, текущим вниз из абсорбционной секции 118с внутри узла обработки 118, так, что поток 33 охлаждается при нагревании потока дистилляционной жидкости, охлаждая поток 33а до -39°С (-38°Р) до того, как он покинет устройство тепло- и массопереноса. По мере того как поток дистилляционной жидкости нагревается, часть его испаряется для образования отпарных паров, которые поднимаются вверх по мере того, как оставшаяся жидкость продолжает течь вниз через устройство тепло- и массопереноса. Устройство тепло- и массопереноса обеспечивает непрерывный контакт между отпарными парами и потоком дистилляционной жидкости так, что оно также функционирует для обеспечения массопереноса между паровой и жидкостной фазами, удаляя из потока 44 жидкого продукта метан и более легкие компоненты.
- 4 022672
Потоки 32а и 33а снова объединяются с образованием потока 31а, который входит в секцию 118е сепаратора внутри узла 118 обработки при -34°С (-30°Р) и 6189 кПа (а) (898 фунт/дюйм2 (а)), после чего пар (поток 34) отделяют от сконденсированной жидкости (поток 35). Секция 118е сепаратора имеет внутренний выступ или другое устройство для отделения ее от секции 1186 деметанизации так, что две секции внутри узла обработки 118 могут эксплуатироваться при различных давлениях.
Пар (поток 34) из секции 118е сепаратора разделяется на два потока, 36 и 39. Поток 36, содержащий примерно 32% общего количества пара, объединяют с отделенной жидкостью (поток 35, через поток 37), и объединенный поток 38 входит в устройство теплообмена в нижней области секции 118а охлаждения подачи внутри узла 118 обработки. Это устройство теплообмена подобным образом может состоять из теплообменника с оребренными трубами, пластинчатого теплообменника, спаянного алюминиевого теплообменника или другого типа устройства теплообмена, включая многоходовые и/или универсальные теплообменники. Устройство теплообмена сконфигурировано для обеспечения теплообмена между потоком 38, текущим через один проход устройства теплообмена, и потоком дистилляционного пара, выходящим из секции 118Ь сепаратора внутри узла 118 обработки так, что поток 38 охлаждается, по существу, до конденсации, нагревая при этом поток дистилляционного пара.
Получившийся, по существу, сконденсированный поток 38а при -90°С (-130°Р) затем мгновенно расширяют через расширительный клапан 14 до эксплуатационного давления (приблизительно 2861 кПа (а) (415 фунт/дюйм2 (а))) секции 118с абсорбции внутри узла 118 обработки. Во время расширения часть потока испаряется, приводя к охлаждению всего потока. В процессе, показанном на фиг. 2, расширенный поток 38Ь, покидающий расширительный клапан 14, достигает температуры -94°С (-136°Р) и подается в секцию 118Ь сепаратора внутри узла 118 обработки. Жидкости, разделенные там, направляют в секцию 118с абсорбции, в то время как оставшиеся пары объединяются с парами, поднимающимися из секции 118с абсорбции для образования потока дистилляционного пара, который нагревают в секции 118а охлаждения.
Остающиеся 68% пара из секции 118е сепаратора (поток 39) входят в расширительную машину 15, в которой из этой части подачи под высоким давлением извлекается механическая энергия. Машина 15 расширяет пар в значительной степени изоэнтропно до эксплуатационного давления секции 118с абсорбции, при этом работа расширения охлаждает расширенный поток 39а до температуры приблизительно -70°С (-94°Р). Частично конденсированный расширенный поток 39а впоследствии подают в качестве подачи в нижнюю область секции 118с абсорбции внутри узла 118 обработки.
Секция 118с абсорбции содержит множество вертикально расположенных тарелок, одного или более насадочных слоев или какой-либо комбинации тарелок и насадки. Тарелки и/или насадка обеспечивают необходимый контакт между парами, поднимающимися вверх и холодной жидкостью, стекающей вниз. Жидкостная часть расширенного потока 39а смешивается с жидкостями, стекающими вниз из секции 118с абсорбции, и объединенная жидкость продолжает стекать вниз в секцию 1186 деметанизации. Отпарные пары, возникающие в секции 1186 деметанизации, объединяются с паровой частью расширенного потока 39а и поднимаются вверх через секцию 118с абсорбции для контакта с холодной жидкостью, стекающей вниз для конденсации и абсорбции из этих паров С2 компонентов, С3 компонентов и более тяжелых компонентов.
Дистилляционная жидкость, стекающая вниз от устройства тепло- и массопереноса в секцию 1186 деметанизации внутри узла обработки 118, отпарена от метана и более легких компонентов. Получившийся жидкий продукт (поток 44) выходит из нижней области секции 1186 деметанизации и покидает узел 118 обработки при 20°С (67°Р). Поток дистилляционного пара, возникающий из секции 118Ь сепаратора, подогревают в секции 118а охлаждения подачи, так как это обеспечивает охлаждение потокам 32 и 38, как описано ранее, и получившийся поток остаточного газа 41 покидает узел 118 обработки при 36°С (96°Р). Остаточный газ затем повторно сжимают в два этапа в компрессоре 16, приводимом в движение расширительной машиной 15, и в компрессоре 20, приводимом в движение дополнительным источником энергии. После того как поток 41Ь охлажден до 49°С (120°Р) в разгрузочном охладителе 21, продукт - остаточный газ (поток 41с) течет в трубопровод товарной продукции при 6307 кПа (а) (915 фунт/дюйм2 (а)).
Сводка скоростей потоков и потребления энергии для процесса, приведенного на фиг. 2, приведена в табл. 2.
- 5 022672
Таблица 2
Сводка скорости потока, кг-моль/ч (фунт-моль/ч)
Поток Метан Этан Пропан Бутаны+ Итого
31 12,359 54 6 233 229 13,726
32 8, 651 382 163 160 9, 608
33 3,708 164 70 69 4,118
34 12,139 493 176 74 13,234
35 220 48 57 155 492
36 3,860 158 56 24 4,208
37 220 48 57 155 4 92
38 4,080 206 113 179 4,700
39 8,279 340 120 50 9,026
41 12,350 62 5 1 12,625
44 9 484 228 228 1,101
Извлечения*.
Этан 88,58%
Пропан 97,67%
Бутаны+ 99,64%
Энергия.
Компрессия остаточного газа 7,939 КВт (4,829 л.с.}
* На основании неокругленных скоростей потоков.
Сравнение табл. 1 и 2 показывает, что настоящее изобретение сохраняет, по существу, тот же уровень извлечения, что и в известном уровне техники. Однако дальнейшее сравнение табл. 1 и 2 показывает, что выходы продуктов были достигнуты с использованием значительно меньшего количества энергии, чем в известном уровне техники. В терминах эффективности извлечения (определяемого количеством извлеченного этана на единицу энергии) настоящее изобретение представляет улучшение практически на 7% по отношению к известному уровню техники процесса по фиг. 1.
Улучшение в эффективности извлечения, обеспечиваемое настоящим изобретением по отношению к таковому из известного уровня техники процесса по фиг. 1, вызвано в первую очередь двумя факторами. Во-первых, компактное расположение устройства теплообмена в секции 118а охлаждения подачи и устройства тепло- и массопереноса в секции 1186 деметанизации в узле 118 обработки ликвидирует падение давления, вызываемое соединительными трубопроводами, имеющимися в обычной установке по обработке. Результат состоит в том, что часть подаваемого газа, текущая в расширительную машину 15, находится при более высоком давлении для настоящего изобретения по сравнению с известным уровнем техники, давая возможность расширительной машине 15 в настоящем изобретении произвести столько же энергии с большим давлением на выходе, сколько расширительная машина 15 в известном уровне техники может произвести при меньшем давлении на выходе. Так, секция 118с абсорбции в узле 118 обработки из настоящего изобретения может эксплуатироваться при более высоком давлении, чем ректификационная колонна 18 из известного уровня техники, сохраняя при этом тот же уровень извлечения. Это более высокое рабочее давление плюс снижение в падении давления для остаточного газа из-за ликвидации соединительных трубопроводов приводит к значительно более высокому давлению для остаточного газа, входящего в компрессор 20, таким образом снижая энергию, требуемую настоящим изобретением для восстановления остаточного газа до трассового давления.
Во-вторых, использование устройства тепло- и массопереноса в секции 1186 деметанизации для одновременного нагревания дистилляционной жидкости, покидающей секцию 118с абсорбции с позволением при этом получающимся парам входить в контакт с жидкостью и отпаривать ее летучие компоненты является более эффективным, чем использование обычной дистилляционной колонны с внешними подогревателями. Летучие компоненты отпаривают из жидкости непрерывно, снижая концентрацию летучих компонентов в отпарных парах быстрее и таким образом улучшая эффективность отпаривания для настоящего изобретения.
Настоящее изобретение предлагает два других преимущества по отношению к известному уровню техники вдобавок к увеличению в эффективности обработки. Во-первых, компактное расположение узла 118 обработки в настоящем изобретении заменяет пять отдельных единиц оборудования в известном уровне техники (теплообменники 10, 11 и 13, сепаратор 12 и ректификационная колонна 18 на фиг. 1) одной единицей оборудования (узел 118 обработки на фиг. 2). Это снижает требования по размерам площадки и ликвидирует соединительные трубопроводы, снижая капитальную стоимость технологической установки, в которой используется настоящее изобретение, по отношению к таковой из известного уровня техники. Во-вторых, ликвидация соединительных трубопроводов означает, что технологическая
- 6 022672 установка, в которой используется настоящее изобретение, имеет гораздо меньше фланцевых соединений по сравнению с известным уровнем техники, снижая число потенциальных источников утечек в установке. Углеводороды представляют собой летучие органические соединения (УОС), некоторые из которых классифицируют как парниковые газы и некоторые из которых могут являться предшественниками образования атмосферного озона, это означает, что настоящее изобретение снижает потенциальные атмосферные выбросы, которые могут нанести вред окружающей среде.
Другие варианты осуществления
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать подаче жидкостного потока 35 напрямую в нижнюю область секции 118с абсорбции через поток 40, как показано на фиг. 2, 4, 6 и 8. В таких случаях подходящее расширительное устройство (такое как расширительный клапан 17) используют для расширения жидкости до рабочего давления секции 118с абсорбции и получающийся расширенный жидкостной поток 40а подают в качестве подачи в нижнюю область секции 118с абсорбции (как показано пунктирными линиями). Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать части жидкостного потока 35 (потоку 37) с паром в потоке 36 (фиг. 2 и 6) или с охлажденной второй частью 33а (фиг. 4 и 8) образовывать объединенный поток 38, и перенаправлению остающейся части жидкостного потока 35 в нижнюю область секции 118с абсорбции через потоки 40/40а. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать объединению расширенного жидкостного потока 40а с расширенным потоком 39а (фиг. 2 и 6) или расширенным потоком 34а (фиг. 4 и 8) и, впоследствии, подаче объединенного потока в нижнюю область секции 118с абсорбции в качестве одиночной подачи.
Если подаваемый газ является более обогащенным, то количество жидкости, отделенной в потоке 35, может быть достаточно большим для благоприятствования помещению дополнительной зоны массопереноса в секции 1186 деметанизации, как показано на фиг. 3 и 7, или между расширенным потоком 34а и расширенным жидкостным потоком 40а, как показано на фиг. 5 и 9. В таких случаях устройство теплои массопереноса в секции 1186 деметанизации можно сконфигурировать в верхней и нижней частях так, что расширенный жидкостной поток 40а можно ввести между двумя частями. Как показано пунктирными линиями, некоторые обстоятельства могут благоприятствовать объединению части жидкостного потока 35 (поток 37) с паром в потоке 36 (фиг. 3 и 7) или с охлажденной второй частью 33а (фиг. 5 и 9) для образования объединенного потока 38, в то время как остающуюся часть жидкостного потока 35 (поток 40) расширяют до более низкого давления и подают между верхней и нижней частями устройства теплои массопереноса в секции 1186 деметанизации в качестве потока 40а.
Некоторые обстоятельства могут не благоприятствовать объединению охлажденных первой и второй частей (потоки 32а и 33а), как показано на фиг. 4, 5, 8 и 9. В таких случаях только охлажденную первую часть 32а направляют в секцию 118е сепаратора внутри узла 118 обработки (фиг. 4 и 5) или сепаратор 12 (фиг. 8 и 9), где пар (поток 34) отделяют от сконденсированной жидкости (поток 35). Паровой поток 34 входит в расширительную машину 15, и его расширяют в значительной степени изоэнтропно до рабочего давления секции 118с абсорбции, после чего расширенный поток 34а подают в качестве подачи в нижнюю область секции 118с абсорбции внутри узла обработки 118. Охлажденную вторую часть 33а объединяют с отделенной жидкостью (поток 35, через поток 37), и объединенный поток 38 направляют в устройство теплообмена в нижней области секции 118а охлаждения подачи внутри узла 118 обработки и охлаждают до существенной конденсации. Существенным образом сконденсированный поток 38а мгновенно расширяют через расширительный клапан 14 до рабочего давления секции 118с абсорбции, после чего расширенный поток 38Ь подают в секцию 118Ь сепаратора внутри узла 118 обработки. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать объединению только части (потока 37) жидкостного потока 35 с охлажденной второй частью 33а, при этом остающуюся часть (поток 40) подают в нижнюю область секции 118с абсорбции через расширительный клапан 17. Другие обстоятельства могут благоприятствовать направлению всего жидкостного потока 35 в нижнюю область секции 118с абсорбции через расширительный клапан 17.
В некоторых обстоятельствах может являться преимущественным использовать внешнюю емкость сепарации для отделения охлажденного подаваемого потока 31а или охлажденной первой части 32а, нежели включать секцию 118с сепаратора в узел 118 обработки. Как показано на фиг. 6 и 7, сепаратор 12 можно использовать для разделения охлажденного подаваемого потока 31а на паровой поток 34 и жидкостной поток 35. Подобным образом, как показано на фиг. 8 и 9, сепаратор 12 можно использовать для разделения охлажденной первой части 32а на паровой поток 34 и жидкостной поток 35.
В зависимости от количества более тяжелых углеводородов в подаваемом газе и от давления подаваемого газа, охлажденный подаваемый поток 31а, входящий в секцию 118е сепаратора на фиг. 2 и 3 или в сепаратор 12 на фиг. 6 и 7 (или охлажденная первая часть 32а, входящая в секцию 118е сепаратора на фиг. 4 и 5 или в сепаратор 12 на фиг. 8 и 9), может не содержать какой-либо жидкости (потому что он находится выше ее точки росы или потому что он находится выше ее крикондебары). В таких случаях жидкости нет в потоках 35 и 37 (как показано пунктирными линиями), так что только пар из секции 118е сепаратора в потоке 36 (фиг. 2 и 3), пар из сепаратора 12 в потоке 36 (фиг. 6 и 7) или охлажденная вторая часть 33а (фиг. 4, 5, 8 и 9) течет в поток 36, чтобы превратиться в расширенный, по существу, сконденсированный поток 38Ь, подаваемый в секцию 118Ь сепаратора в узле 118 обработки. В таких обстоятель- 7 022672 ствах секция 118е сепаратора в узле 118 обработки (фиг. 2-5) или сепаратор 12 (фиг. 6-9) могут и не требоваться.
Состояния подаваемого газа, размер установки, доступное оборудование или другие факторы могут указывать на то, что удаление расширительной машины 15 или замена альтернативным расширительным устройством (таким как расширительный клапан) является возможными. Хотя расширение отдельного потока изображено в конкретных расширительных устройствах, альтернативное расширительное устройство можно использовать там, где это уместно. Например, условия могут оправдывать расширение существенным образом сконденсированной части подаваемого потока (поток 38а).
В соответствии с настоящим изобретением можно использовать использование внешнего охлаждения для дополнения охлаждения, доступного для газа на входе от потоков дистилляционного пара и жидкости, в особенности в случае обогащенного газа на входе. В таких случаях устройство тепло- и массопереноса можно включить в секцию 118е сепарации (или устройство сбора в таком случае, когда охлажденный подаваемый поток 31а или охлажденная первая часть 32а не содержит жидкости), как показано пунктирными линиями на фиг. 2-5, или устройство тепло- и массопереноса можно включить в сепаратор 12, как показано пунктирными линями на фиг. 6-9. Это устройство тепло- и массопереноса может состоять из теплообменника с оребренными трубами, пластинчатого теплообменника, спаянного алюминиевого теплообменника или другого типа устройства тепло- и массопереноса, включая многоходовые и/или универсальные теплообменники. Устройство тепло- и массопереноса сконфигурировано для обеспечения теплообмена между потоком охладителя (например, пропана), текущего через один проход устройства тепло- и массопереноса, и паровой частью потока 31а (фиг. 2, 3, 6 и 7) или потока 32а (фиг. 4, 5, 8 и 9), текущего вверх, так, что охладитель далее охлаждает пар и конденсирует дополнительную жидкость, которая стекает вниз, чтобы превратиться в часть жидкости, удаляемой в потоке 35. Альтернативным образом, можно использовать обычный(ые) охладитель(и) газа для охлаждения потока 32а, потока 33а и/или потока 31а охладителем до того, как поток 31а войдет в секцию 118е сепаратора (фиг. 2 и 3) или в сепаратор 12 (фиг. 6 и 7) или как поток 32а войдет в секцию 118е сепаратора (фиг. 4 и 5) или в сепаратор 12 (фиг. 8 и 9).
В зависимости от температуры и обогащенности подаваемого газа и количества извлекаемых С2 компонентов в потоке жидкого продукта 44, может быть недостаточно доступного нагревания от потока 33 для того, чтобы жидкость, покидающая секцию 1181 деметанизации, отвечала требованиям к продукту. В таких случаях устройство тепло- и массопереноса в секции 1181 деметанизации может включать приспособления для обеспечения дополнительного нагревания нагревательной средой, как показано пунктирными линиями на фиг. 2-9. Альтернативным образом, другое устройство тепло- и массопереноса можно включить в нижнюю область секции 1181 деметанизации для обеспечения дополнительного нагревания или же поток 33 можно нагреть нагревательной средой до того, как его подадут в устройство тепло- и массопереноса в секции 1181 деметанизации.
В зависимости от типа устройств теплопереноса, выбранных для устройства теплообмена в верхней и нижней областях секции 118а охлаждения подачи, может являться возможным объединить эти устройства теплообмена в одно многоходовое и/или универсальное устройство теплопереноса. В таких случаях многоходовое и/или универсальное устройство теплопереноса будет включать подходящие устройства для распределения, разделения и сбора потока 32, потока 38 и потока дистилляционного пара с целью достичь желаемого охлаждения и нагревания.
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать дополнительному массопереносу в верхней области секции 1181 деметанизации. В таких случаях устройство массопереноса можно расположить внизу, где расширенный поток 39а (фиг. 2, 3, 6 и 7) или расширенный поток 34а (фиг. 4, 5, 8 и 9) входит в нижнюю область секции 118с абсорбции, и вверху, где охлажденная вторая часть 33а покидает устройство тепло- и массопереноса в секции 1181 деметанизации.
Менее предпочтительным вариантом для вариантов осуществлений настоящего изобретения по фиг. 2, 3, 6 и 7 является установка емкости сепарации для охлажденной первой части 31а, емкости сепарации для охлажденной второй части 32а, объединение паровых потоков, разделенных там для образования парового потока 34, и объединение жидкостных потоков, разделенных там, для образования жидкостного потока 35. Другим менее предпочтительным вариантом для настоящего изобретения является охлаждение потока 37 в отдельном устройстве теплообмена внутри секции 118а охлаждения подачи (нежели объединять поток 37 с потоком 36 или потоком 33а для образования объединенного потока 38), расширение охлажденного потока в отдельном расширительном устройстве и подача расширенного потока в промежуточную область в секции 118с абсорбции.
Будет ясно, что относительное количество сырья, находящегося в каждой ветви разделенной подачи пара, будет зависеть от нескольких факторов, включая давление газа, состав подаваемого газа, количество тепла, которое можно экономичным образом извлечь из сырья, и количество доступной мощности. Большая подача выше секции 118с абсорбции может увеличить извлечение, снижая при этом энергию, полученную от расширения, и таким образом увеличивая требования к мощности для повторного сжатия. Увеличение подачи ниже секции 118с абсорбции снижает требования к мощности для повторного сжатия, но может также снизить извлечение продукта.
- 8 022672
Настоящее изобретение обеспечивает улучшенное извлечение С2 компонентов, С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов или С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов на энергопотребление, требуемое для эксплуатации процесса. Улучшение в энергопотреблении, требуемом для эксплуатации процесса, может выражаться в виде снижения требований по энергии для сжатия или повторного сжатия, сниженных требований по энергии для дополнительного охлаждения, сниженных требований по энергии для дополнительного нагрева или в комбинации таковых.
Хотя было описано то, что считается предпочтительными вариантами осуществления изобретения, специалисты в данной области техники поймут, что с таковым можно произвести другие и дальнейшие модификации, например приспособить изобретение к различным условиям, типам сырья или другим требованиям без выхода за пределы сущности настоящего изобретения, как определено в следующих пунктах формулы изобретения.

Claims (18)

  1. (1) дополнительное устройство тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства 12 сепарации, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (1) устройство 118е сбора расположено в указанном узле 118 обработки;
    (1) устройство сбора 118е расположено в указанном узле обработки 118;
    (1) указанное устройство 1186 тепло- и массопереноса скомпоновано в верхней и нижней областях;
    (1) указанное устройство 118б тепло- и массопереноса скомпоновано в верхней и нижней областях;
    (1) первое разделительное устройство для разделения указанного газового потока 31 на первую 32 и вторую 33 части;
    (1) дополнительное устройство тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства 12 сепарации, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (1) устройство 118е сбора расположено в указанном узле 118 обработки;
    (1) устройство 118е сбора расположено в указанном узле 118 обработки;
    (1) указанное устройство 118б тепло- и массопереноса скомпоновано в верхней и нижней областях;
    (1) указанное устройство 118б тепло- и массопереноса скомпоновано в верхней и нижней областях;
    (1) указанный газовый поток 31 разделяют на первую 32 и вторую 33 части;
    1. Способ для разделения газового потока 31, содержащего метан, С2 компоненты, С3 компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 41с остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 44, содержащую большую часть указанных С2 компонентов, указанных С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов или указанных С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, причем:
  2. (2) указанный паровой поток направляют в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для охлаждения указанной внешней охлаждающей средой для образования дополнительного конденсата;
    (2) дополнительное устройство тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства 118е сбора, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (2) дополнительное устройство тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства 118е сбора, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (2) указанный узел 118 обработки присоединен к указанному третьему расширительному устройству 17 для получения указанной расширенной какой-либо оставшейся части 40 указанного по меньшей мере одного указанного расширенного жидкостного потока 35 и направления его 40а между указанными верхней и нижней областями указанного устройства 1186 тепло- и массопереноса.
    22. Устройство по пп.15, 16, 18-20 или 21, в котором указанное устройство 118е сепарации расположено в указанном узле 118 обработки.
    23. Устройство по п.14, в котором:
    (2) указанный узел 118 обработки присоединен к указанному третьему расширительному устройству 17 для получения указанной расширенной по меньшей мере части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и направления его 40а между указанными верхней и нижней областями указанного устройства 118б тепло- и массопереноса.
    (2) первое устройство 118а теплообмена, расположенное в одной единице оборудования - узле 118 обработки и присоединенное к указанному первому разделительному устройству для приема указанной первой части 32 и ее охлаждения;
    (2) указанный паровой поток направляют в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для охлаждения при помощи указанной внешней охлаждающей среды для образования дополнительного конденсата;
    (2) дополнительное устройство 118е тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства сбора, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (2) дополнительное устройство тепло- и массопереноса включено внутри указанного устройства 118е сбора, при этом указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней охлаждающей среды;
    (2) указанную расширенную любую оставшуюся часть указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 40а подают в указанный узел 118 обработки для входа между указанными верхней и нижней областями указанного устройства 118б тепло- и массопереноса.
    (2) указанную расширенную по меньшей мере часть 40а указанного по меньшей мере одного жидкостного потока подают в указанный узел 118 обработки в нижнем месте подачи для входа между указанными верхней и нижней областями указанного устройства 118б тепло- и массопереноса.
    2. Способ по п.1, в котором:
    (a) указанную охлажденную первую часть 32а объединяют с указанной охлажденной второй частью 33а для образования частично сконденсированного газового потока 31а;
    (b) указанный частично сконденсированный газовый поток 31а подают в устройство сепарации 12 и разделяют там для получения парового потока 34 и по меньшей мере одного жидкостного потока 35;
    (c) указанный паровой поток 34 разделяют на указанный первый 36 и второй 39 потоки;
    (ά) по меньшей мере часть 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 расширяют 17 до указанного более низкого давления и подают в качестве дополнительной нижней подачи 40а в указанное устройство абсорбции 118с.
    (2) указанную первую часть 32 охлаждают 118а;
  3. (3) указанный конденсат становится частью указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35, отделенного там.
    26. Устройство по пп.14-25, в котором указанное дополнительное устройство 118е тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней нагревательной среды для дополнения нагрева, подаваемого указанной второй частью 33 для указанного отпаривания указанных более летучих компонентов из указанного потока дистилляционной жидкости.
    (3) указанное устройство 118е сбора присоединено к указанному первому устройству 118а теплообмена для получения указанной охлажденной первой части 32а и направления ее в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для дальнейшего охлаждения при помощи указанной внешней охлаждающей среды;
    (3) указанное устройство 118е сбора присоединено к указанному объединяющему устройству для получения указанного охлажденного газового потока 31а и направления его в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для дальнейшего охлаждения при помощи указанной внешней охлаждающей среды;
    (3) устройство 118й тепло- и массопереноса, расположенное в указанном узле 118 обработки и присоединенное к указанному первому разделительному устройству для приема указанной второй части 33 и ее охлаждения;
    (3) указанный конденсат становится частью указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35, разделенного там.
    (3) указанную охлажденную первую часть 32а подают в указанное устройство 118е сбора и направляют в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для дальнейшего охлаждения при помощи указанной внешней охлаждающей среды;
    (3) указанный охлажденный газовый поток 31а подают в указанное устройство сбора и направляют в указанное дополнительное устройство тепло- и массопереноса для дальнейшего охлаждения при по- 10 022672 мощи указанной внешней охлаждающей среды;
    3. Способ по п.2, в котором:
    (a) указанный первый поток 36 объединяют по меньшей мере с частью 37 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 для образования объединенного потока 38;
    (b) указанный первый поток 38 охлаждают 118а для конденсации, по существу, его 38а всего и затем расширяют 14 до более низкого давления, в результате чего его дополнительно охлаждают;
    (c) указанный расширенный охлажденный первый поток 38Ь подают в качестве указанной верхней подачи в указанное устройство 118с абсорбции;
    (3) указанную вторую часть 33 охлаждают 118ά;
  4. (4) указанное расширительное устройство 15 является приспособленным для присоединения к указанному устройству 118е сбора для получения указанной далее охлажденной первой части 34 и расширения ее до указанного более низкого давления, при этом указанное расширительное устройство 15 является далее присоединенным к указанному устройству абсорбции для подачи указанной расширенной далее охлажденной первой части 34а в качестве указанной нижней подачи в него.
    25. Устройство по пп.15, 16, 18-22, в котором:
    (4) указанное второе разделительное устройство является приспособленным для присоединения к указанному устройству 118е сбора для получения указанного далее охлажденного газового потока 34 и разделения его на указанные первый 36 и второй 39 потоки.
    24. Устройство по п.17, в котором:
    (4) объединяющее устройство, присоединенное к указанному первому устройству 118а теплообмена и указанному устройству 118й тепло- и массопереноса для приема указанной охлажденной первой части 32а и указанной охлажденной второй части 33а и образования охлажденного газового потока 31а;
    (4) указанную далее охлажденную первую часть 34 расширяют 15 до указанного более низкого давления и впоследствии подают в качестве указанной нижней подачи 34а в указанное устройство 118с абсорбции.
    (4) указанный далее охлажденный газовый поток 34 разделяют на указанные первый 36 и второй 39 потоки.
    4. Способ по п.1, в котором:
    (a) указанную первую часть 32 охлаждают 118а и затем расширяют 15 до упомянутого более низкого давления;
    (b) указанную расширенную охлажденную первую часть 34а подают в качестве упомянутой нижней подачи в указанное устройство 118с абсорбции;
    (c) указанную вторую часть 33 охлаждают для конденсации, по существу, ее 118б, 118а всей и затем расширяют 14 до указанного более низкого давления, в результате чего ее дополнительно охлаждают;
    (б) указанную расширенную охлажденную вторую часть 38Ь подают в качестве указанной верхней подачи в указанное устройство 118с абсорбции;
    (е) указанный поток дистилляционного пара собирают из указанной верхней области указанного устройства 118с абсорбции и нагревают в указанном одном или более устройстве 118а теплообмена, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадий (а) и (с);
    (ί) упомянутый поток дистилляционной жидкости собирают из указанной нижней области указанного устройства 118с абсорбции и нагревают в указанном устройстве 118б тепло- и массопереноса, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (с).
    (4) указанную охлажденную первую часть 32а объединяют с указанной охлажденной второй частью 33а для образования охлажденного газового потока 31а;
  5. (5) второе разделительное устройство, присоединенное к указанному устройству объединения для приема указанного охлажденного газового потока и разделения его на первый 36 и второй 39 потоки;
    5. Способ по п.4, в котором:
    (a) указанную первую часть 32 охлаждают 118а достаточно для частичной ее 32а конденсации;
    (b) указанную частично сконденсированную первую часть 32а подают в устройство 12 сепарации и разделяют там для получения парового потока 34 и по меньшей мере одного жидкостного потока 35;
    (c) указанный паровой поток 34 расширяют 15 до более низкого давления и подают в качестве указанной первой нижней подачи 34а в указанное устройство 118с абсорбции;
    (б) по меньшей мере часть 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 расширяют 17 до указанного более низкого давления и подают в качестве дополнительной нижней подачи 40а в указанное устройство абсорбции 118с.
    (5) указанный охлажденный газовый поток разделяют на первый 36 и второй 39 потоки;
  6. (6) второе устройство 118а теплообмена, расположенное в указанном узле 118 обработки и присоединенное к указанному второму разделительному устройству для приема указанного первого потока 36 и охлаждения достаточно, по существу, до его конденсации 38а;
    6. Способ по п.5, в котором:
    (ί) указанную вторую часть 33 охлаждают 118б и затем объединяют по меньшей мере с частью 37 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 для образования объединенного потока 38;
    (ίί) указанный объединенный поток 38 охлаждают 118а для конденсации, по существу, его всего и затем расширяют 14 до указанного более низкого давления, в результате чего его дополнительно охлаждают;
    (ίίί) указанный расширенный охлажденный объединенный поток 38Ь подают в качестве указанной верхней подачи в указанное устройство 118с абсорбции;
    (ίν) любую оставшуюся часть 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 расширяют 17 до указанного более низкого давления и подают в качестве указанной дополнительной нижней подачи 40а в указанное устройство 118с абсорбции;
    (ν) указанный поток дистилляционного пара нагревают в упомянутом одном или более устройстве 118а теплообмена, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадий (а) и (ίί).
    (6) указанный первый поток 36 охлаждают 118а для конденсации, по существу, его 38а всего и впоследствии расширяют 14 до более низкого давления, тем самым дополнительно охлаждают его;
  7. (7) первое расширительное устройство 14, присоединенное к указанному второму устройству 118а теплообмена для приема указанного, по существу, сконденсированного первого потока 38а и расширения его до более низкого давления;
    7. Способ по п.2 или 5, в котором:
    (7) указанный расширенный охлажденный первый поток 38Ь подают в качестве верхней подачи в устройство абсорбции 118с, расположенное в одной единице оборудования - узле 118 обработки;
  8. (8) устройство 118с абсорбции, расположенное в указанном узле 118 обработки и присоединенное к указанному первому расширительному устройству 14 для получения указанного расширенного охлажденного первого потока 38Ь в качестве верхней подачи в него;
    8. Способ по п.3 или 6, в котором:
    (8) указанный второй поток 39 расширяют 15 до указанного более низкого давления и подают в качестве нижней подачи 39а в указанное устройство 118с абсорбции;
  9. (9) второе расширительное устройство 15, присоединенное к указанному второму разделительному устройству для приема указанного второго потока 39 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное второе расширительное устройство 15 является дополнительно присоединенным к указанному устройству 118с абсорбции для подачи указанного расширенного второго потока 39а в качестве нижней подачи в него;
    9. Способ по пп.2, 3, 5-8, в котором указанное устройство 118е сепарации расположено в указанном узле 118 обработки.
    - 9 022672 (б) любую оставшуюся часть 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 расширяют 17 до указанного более низкого давления и подают в качестве упомянутой дополнительной нижней подачи 40а в указанное устройство 118с абсорбции;
    (е) упомянутый поток дистилляционного пара нагревают в упомянутом одном или более устройстве 118а теплообмена, расположенном в указанном узле 118 обработки, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадий (2) и (Ь).
    (9) поток дистилляционного пара собирают из верхней области указанного устройства 118с абсорбции и нагревают в одном или более устройстве 118а теплообмена, расположенном в указанном узле 118 обработки, чтобы таким образом подавать по меньшей мере часть охлаждения из стадий (2) и (6), и затем выпускают указанный нагретый поток 41 дистилляционного пара из указанного узла 118 обработки в качестве указанной летучей фракции остаточного газа;
  10. (10) устройство сбора пара, расположенное в указанном узле обработки и присоединенное к указанному устройству 118с абсорбции для приема потока дистилляционного пара из верхней области указанного устройства 118с абсорбции;
    10. Способ по п.1, в котором:
    (10) поток дистилляционной жидкости собирают из нижней области указанного устройства 118с абсорбции и нагревают в устройстве 118ά тепло- и массопереноса, расположенном в указанном узле 118 обработки, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (3), одновременно при этом отпаривают более летучие компоненты из указанного потока дистилляционной жидкости и затем выпускают указанный нагретый и отпаренный поток 44 дистилляционной жидкости из указанного узла 118 обработки в качестве указанной относительно менее летучей фракции;
  11. - 11 022672 (11) указанное второе устройство 118а теплообмена дополнительно присоединено к указанному устройству сбора пара для приема указанного потока дистилляционного пара и нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (6);
    11. Способ по п.4, в котором:
    (11) количества и температуры указанных подаваемых потоков в указанное устройство 118с абсорбции являются эффективными для поддержания температуры указанной верхней области указанного устройства 118с абсорбции при температуре, при которой извлекают основные части компонентов в указанной относительно менее летучей фракции 44.
  12. - 12 022672 тепло- и массопереноса для приема указанной охлажденной второй части 33а и достаточного охлаждения, по существу, до ее 38а конденсации;
    (b) упомянутое первое расширительное устройство 14 присоединено к указанному второму устройству 118а теплообмена для приема указанной, по существу, сконденсированной второй части 38а и расширения ее до более низкого давления;
    (c) упомянутое устройство 118с абсорбции присоединено к указанному первому расширительному устройству 14 для приема указанной расширенной охлажденной второй части 38Ь в качестве упомянутой верхней подачи в него;
    (б) указанное второе расширительное устройство 15 присоединено к указанному первому устройству 118а теплообмена для приема указанной охлажденной первой части 32а и расширения ее до указанного более низкого давления, при этом указанное второе расширительное устройство 15 дополнительно присоединено к указанному устройству 118с абсорбции для подачи указанной расширенной охлажденной первой части 34а в качестве указанной нижней подачи в него;
    (е) указанное второе устройство 118а теплообмена дополнительно присоединено к указанному устройству сбора пара для приема указанного потока дистилляционного пара и нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (а).
    18. Устройство по п.17, в котором:
    (a) первое устройство 118а теплообмена выполнено с возможностью приема указанной первой части 32 и достаточного ее охлаждения для частичной ее 32а конденсации;
    (b) устройство 12 сепарации присоединено к указанному первому устройству 118а теплообмена для приема указанной частично сконденсированной первой части 32а и разделения ее на паровой поток 34 и по меньшей мере один жидкостной поток 35;
    (c) указанное второе расширительное устройство 15 присоединено к указанному устройству 12 сепарации для приема указанного парового потока 34 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное второе расширительное устройство 15 является дополнительно присоединенным к указанному устройству 118с абсорбции для подачи указанного расширенного парового потока 34а в качестве указанной первой нижней подачи в него;
    (б) третье расширительное устройство 17 присоединено к указанному устройству 12 сепарации для приема по меньшей мере части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное третье расширительное устройство 17 является дополнительно присоединенным к указанному устройству 118с абсорбции для подачи указанной расширенной по меньшей мере части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 в качестве дополнительной нижней подачи 40а в него.
    19. Устройство по п.18, в котором:
    (a) указанное объединяющее устройство выполнено с возможностью присоединения к указанному устройству 118б тепло- и массопереноса и к указанному устройству 12 сепарации для приема указанной охлажденной второй части 33а и по меньшей мере части 37 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и образования объединенного газового потока 38;
    (b) указанное второе устройство 118а теплообмена присоединено к указанному объединяющему устройству для приема указанного объединенного потока 38 и достаточного охлаждения, по существу, до его 38а конденсации;
    (c) указанное первое расширительное устройство 14 присоединено к указанному второму устройству 118а теплообмена для приема указанного, по существу, сконденсированного объединенного потока 38а и расширения его до более низкого давления;
    (б) указанное устройство 118с абсорбции присоединено к указанному первому расширительному устройству 14 для приема указанного расширенного охлажденного объединенного потока 38Ь в качестве указанной верхней подачи в него;
    (е) указанное третье расширительное устройство 17 присоединено к указанному устройству 12 сепарации для приема любой оставшейся части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное третье расширительное устройство 17 является далее присоединенным к указанному устройству 118с абсорбции для подачи указанной расширенной какой-либо оставшейся части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 в качестве указанной дополнительной второй нижней подачи 40а в него;
    (ί) указанное второе устройство 118а теплообмена дополнительно присоединено к указанному устройству сбора пара для приема указанного потока дистилляционного пара и нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (Ь).
    20. Устройство по п.15 или 18, в котором:
    (12) указанное первое устройство 118а теплообмена дополнительно присоединено к указанному второму устройству 118а теплообмена для приема указанного нагретого потока дистилляционного пара и дальнейшего нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (2) и затем выпуская указанный дополнительно нагретый поток 41 дистилляционного пара из указанного узла 118 обработки в качестве указанной летучей фракции остаточного газа;
    12. Способ по пп.2, 3, 5-9, в котором:
  13. - 13 022672
    21. Устройство по п.16 или 19, в котором:
    (13) устройство сбора жидкости, расположенное в указанном узле 118 обработки и присоединенное к указанному устройству 118с абсорбции для приема потока дистилляционной жидкости из нижней области указанного устройства 118с абсорбции;
    13. Способ по пп.2, 3, 5-12, в котором указанное устройство 118й тепло- и массопереноса включает один или более проходов для внешней нагревательной среды для дополнения нагрева, подаваемого указанным подаваемым газом 33 для указанного отпаривания указанных более летучих компонентов из указанного потока дистилляционной жидкости.
  14. - 14 022672
    Фиг. 1
    (14) указанное устройство 118й тепло- и массопереноса при этом далее присоединено к указанному устройству сбора жидкости для приема указанного потока дистилляционной жидкости и нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (3), одновременно при этом отпаривая более летучие компоненты из указанного потока дистилляционной жидкости и затем выпуская указанный нагретый и отпаренный поток дистилляционной жидкости из указанного узла обработки в качестве указанной относительно менее летучей фракции 44;
    14. Устройство для разделения газового потока 31, содержащего метан, С2 компоненты, С3 компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию 41с остаточного газа и на относительно менее летучую фракцию 44, содержащую большую часть указанных С2 компонентов, указанных С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов или указанных С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, включающее:
  15. - 15 022672
    Фиг. 3
    Фиг. 4
    15. Устройство по п.14, в котором:
    (a) указанное объединяющее устройство выполнено с возможностью приема указанной охлажденной первой части 32а и указанной охлажденной второй части 33а и образования частично сконденсированного газового потока 31а;
    (b) устройство 12 сепарации присоединено к указанному объединяющему устройству для приема указанного частично сконденсированного газового потока 31а и разделения его на паровой поток 34 и по меньшей мере один жидкостной поток 35;
    (c) указанное второе разделительное устройство присоединено к указанному устройству объединения для приема указанного парового потока 34 и разделения его на указанные первый 36 и второй 39 потоки;
    (й) третье расширительное устройство 17 присоединено к указанному устройству 12 сепарации для приема по меньшей мере части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное третье расширительное устройство 17 является дополнительно присоединенным к указанному устройству 118с абсорбции для подачи расширенной по меньшей мере части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 в качестве дополнительной нижней подачи 40а в него.
    (15) устройство управления, приспособленное для регулирования количеств и температур указанных подаваемых потоков в указанное устройство 118с абсорбции для поддержания температуры указанной верхней области указанного устройства 118с абсорбции при температуре, при которой извлекают основные части компонентов в указанной относительно менее летучей фракции 44.
  16. - 16 022672
    Фиг. 5
    Фиг. 6
    16. Устройство по п.15, в котором:
    (a) дополнительное объединяющее устройство присоединено к указанному второму разделительному устройству и указанному устройству 12 сепарации для приема указанного первого потока 36 и по меньшей мере части 37 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и получения объединенного потока 38;
    (b) упомянутое второе устройство 118а теплообмена присоединено к указанному дополнительному объединяющему устройству для получения указанного объединенного потока 38 и достаточного его охлаждения, по существу, до его 38а конденсации;
    (c) упомянутое первое расширительное устройство 14 присоединено к указанному второму устройству 118а теплообмена для приема указанного, по существу, сконденсированного объединенного потока 38а и расширения его до более низкого давления;
    (й) упомянутое устройство 118с абсорбции присоединено к указанному первому расширительному устройству 14 для приема расширенного охлажденного объединенного потока 38Ь в качестве верхней подачи в него;
    (е) упомянутое третье расширительное устройство 17 присоединено к указанному устройству 12 сепарации для приема любой оставшейся части 40 указанного по меньшей мере одного жидкостного потока 35 и расширения его до указанного более низкого давления, при этом указанное третье расширительное устройство 17 является дополнительно присоединенным к указанному устройству абсорбции 118с для подачи расширенной какой-либо оставшейся части 40 упомянутого по меньшей мере одного жидкостного потока 35 в качестве дополнительной нижней подачи 40а в него;
    (ί) указанное второе устройство 118а теплообмена дополнительно присоединено к указанному устройству сбора пара для приема указанного потока дистилляционного пара и нагревания его, таким образом подавая по меньшей мере часть охлаждения стадии (Ь).
  17. - 17 022672
    Фиг. 7
    Фиг. 8
    17. Устройство по п.14, в котором:
    (а) упомянутое второе устройство 118а теплообмена присоединено к указанному устройству 118й
  18. - 18 022672
    Фиг. 9
EA201171070A 2009-02-17 2010-01-19 Обработка углеводородного газа EA022672B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/372,604 US20100206542A1 (en) 2009-02-17 2009-02-17 Combined multi-stream heat exchanger and conditioner/control unit
US18636109P 2009-06-11 2009-06-11
PCT/US2010/021364 WO2010096223A1 (en) 2009-02-17 2010-01-19 Hydrocarbon gas processing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201171070A1 EA201171070A1 (ru) 2012-03-30
EA022672B1 true EA022672B1 (ru) 2016-02-29

Family

ID=42634173

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201171070A EA022672B1 (ru) 2009-02-17 2010-01-19 Обработка углеводородного газа

Country Status (16)

Country Link
US (1) US9021831B2 (ru)
EP (1) EP2399091A4 (ru)
JP (1) JP5620927B2 (ru)
KR (1) KR101619563B1 (ru)
CN (1) CN102317725B (ru)
AR (1) AR075512A1 (ru)
AU (1) AU2010216329B2 (ru)
BR (1) BRPI1008851B1 (ru)
CA (1) CA2752291C (ru)
CO (1) CO6420371A2 (ru)
EA (1) EA022672B1 (ru)
MX (1) MX341798B (ru)
MY (1) MY153060A (ru)
PE (1) PE20120712A1 (ru)
TN (1) TN2011000424A1 (ru)
WO (1) WO2010096223A1 (ru)

Families Citing this family (38)

* 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
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
US9933207B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052137B2 (en) 2009-02-17 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9939196B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9074814B2 (en) * 2010-03-31 2015-07-07 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) * 2009-02-17 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
US9939195B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20110067441A1 (en) * 2009-09-21 2011-03-24 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US9021832B2 (en) 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9068774B2 (en) * 2010-03-31 2015-06-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9057558B2 (en) * 2010-03-31 2015-06-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9441877B2 (en) 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
US8667812B2 (en) 2010-06-03 2014-03-11 Ordoff Engineers, Ltd. Hydrocabon gas processing
CA2819123C (en) 2010-10-26 2019-03-19 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering ngls from hydrocarbon streams
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
KR102312640B1 (ko) 2013-03-15 2021-10-13 차트 에너지 앤드 케미칼즈 인코포레이티드 혼합 냉매 시스템 및 방법
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
MX2016003093A (es) 2013-09-11 2016-05-26 Ortloff Engineers Ltd Procesamiento de gas de hidrocarburos.
EP3044528A1 (en) 2013-09-11 2016-07-20 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
CA2923447C (en) 2013-09-11 2022-05-31 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
MY177768A (en) * 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
DE102013113913A1 (de) 2013-12-12 2015-06-18 Thyssenkrupp Ag Anlagenverbund zur Stahlerzeugung und Verfahren zum Betreiben des Anlagenverbundes
CN104263402A (zh) * 2014-09-19 2015-01-07 华南理工大学 一种利用能量集成高效回收管输天然气中轻烃的方法
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
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
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
CN109715258A (zh) * 2016-09-07 2019-05-03 沙特基础全球技术有限公司 用于分离丙烯和丙烷的系统和方法
CN107144092B (zh) * 2017-05-27 2022-09-13 河南心连心深冷能源股份有限公司 一种以乙烯热泵精馏生产高纯乙烯的装置及其生产工艺
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US10982898B2 (en) * 2018-05-11 2021-04-20 Air Products And Chemicals, Inc. Modularized LNG separation device and flash gas heat exchanger
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060032269A1 (en) * 2003-02-25 2006-02-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7165423B2 (en) * 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
US7210311B2 (en) * 2001-06-08 2007-05-01 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US20080000265A1 (en) * 2006-06-02 2008-01-03 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas Processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US33408A (en) 1861-10-01 Improvement in machinery for washing wool
US2952985A (en) * 1954-09-20 1960-09-20 Clarence W Brandon Apparatus for fractionating and refrigerating with or by miscible fluids
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
US3477915A (en) * 1966-03-28 1969-11-11 Universal Oil Prod Co Fractionation column system operating with multiple level internal reboilers
US3508412A (en) 1966-08-12 1970-04-28 Mc Donnell Douglas Corp Production of nitrogen by air separation
US3625017A (en) * 1968-06-07 1971-12-07 Mc Donnell Douglas Corp Separation of components of hydrogen and hydrocarbon mixtures by plural distillation with heat exchange
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
DE2022954C3 (de) 1970-05-12 1978-05-18 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur Zerlegung von stickstoffhaltigem Erdgas
GB1475475A (en) 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US3983711A (en) 1975-01-02 1976-10-05 The Lummus Company Plural stage distillation of a natural gas stream
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
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
US4127009A (en) 1977-05-12 1978-11-28 Allied Chemical Corporation Absorption heat pump absorber unit and absorption method
US4278457A (en) 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4519824A (en) 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
FR2571129B1 (fr) 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
US4688399A (en) 1984-11-05 1987-08-25 Carrier Corporation Heat pipe array heat exchanger
US4617039A (en) 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
FR2578637B1 (fr) 1985-03-05 1987-06-26 Technip Cie Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede
US4687499A (en) 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4869740A (en) 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4854955A (en) * 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4889545A (en) 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
FR2649192A1 (fr) 1989-06-30 1991-01-04 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de transfert simultane de matiere et de chaleur
US5067330A (en) 1990-02-09 1991-11-26 Columbia Gas System Service Corporation Heat transfer apparatus for heat pumps
US5367884B1 (en) 1991-03-12 1996-12-31 Phillips Eng Co Generator-absorber-heat exchange heat transfer apparatus and method and use thereof in a heat pump
US5282507A (en) 1991-07-08 1994-02-01 Yazaki Corporation Heat exchange system
US5255528A (en) 1992-06-03 1993-10-26 Kim Dao Method and apparatus for recuperating waste heat in absorption systems
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
US5410885A (en) 1993-08-09 1995-05-02 Smolarek; James Cryogenic rectification system for lower pressure operation
US5568737A (en) * 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5713216A (en) 1995-06-06 1998-02-03 Erickson; Donald C. Coiled tubular diabatic vapor-liquid contactor
US5555748A (en) 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5566554A (en) 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
BR9609099A (pt) 1995-06-07 1999-02-02 Elcor Corp Processo e dispositivo para a separação de um fluxo de gás
US5675054A (en) 1995-07-17 1997-10-07 Manley; David Low cost thermal coupling in ethylene recovery
US5588308A (en) * 1995-08-21 1996-12-31 Air Products And Chemicals, Inc. Recompression cycle for recovery of natural gas liquids
US5685170A (en) 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US5799507A (en) 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
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
US5890377A (en) 1997-11-04 1999-04-06 Abb Randall Corporation Hydrocarbon gas separation process
US6182469B1 (en) 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US7310971B2 (en) 2004-10-25 2007-12-25 Conocophillips Company LNG system employing optimized heat exchangers to provide liquid reflux stream
US6361582B1 (en) 2000-05-19 2002-03-26 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation using C3+ hydrocarbon-resistant membranes
US20020166336A1 (en) 2000-08-15 2002-11-14 Wilkinson John D. Hydrocarbon gas processing
WO2002029341A2 (en) 2000-10-02 2002-04-11 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
FR2817766B1 (fr) 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6712880B2 (en) 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
US6516631B1 (en) * 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing
US6565626B1 (en) 2001-12-28 2003-05-20 Membrane Technology And Research, Inc. Natural gas separation using nitrogen-selective membranes
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
US7107788B2 (en) 2003-03-07 2006-09-19 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies Residue recycle-high ethane recovery process
US7316127B2 (en) 2004-04-15 2008-01-08 Abb Lummus Global Inc. Hydrocarbon gas processing for rich gas streams
WO2005114076A1 (en) * 2004-04-26 2005-12-01 Ortloff Engineers, Ltd Natural gas liquefaction
US7204100B2 (en) 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US7219513B1 (en) 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
MY146497A (en) * 2004-12-08 2012-08-15 Shell Int Research Method and apparatus for producing a liquefied natural gas stream
WO2006115597A2 (en) 2005-04-20 2006-11-02 Fluor Technologies Corporation Integrated ngl recovery and lng liquefaction
US9080810B2 (en) 2005-06-20 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8590340B2 (en) 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8919148B2 (en) 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8881549B2 (en) 2009-02-17 2014-11-11 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052137B2 (en) 2009-02-17 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052136B2 (en) 2010-03-31 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9933207B2 (en) 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9939196B2 (en) 2009-02-17 2018-04-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9074814B2 (en) 2010-03-31 2015-07-07 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) 2009-02-17 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
US9939195B2 (en) 2009-02-17 2018-04-10 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
US9057558B2 (en) 2010-03-31 2015-06-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7210311B2 (en) * 2001-06-08 2007-05-01 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US20060032269A1 (en) * 2003-02-25 2006-02-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7165423B2 (en) * 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
US20080000265A1 (en) * 2006-06-02 2008-01-03 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas Processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Also Published As

Publication number Publication date
EP2399091A4 (en) 2018-04-18
BRPI1008851A2 (pt) 2017-05-16
EA201171070A1 (ru) 2012-03-30
JP2012518153A (ja) 2012-08-09
CN102317725A (zh) 2012-01-11
BRPI1008851B1 (pt) 2021-03-16
US9021831B2 (en) 2015-05-05
AU2010216329B2 (en) 2013-11-14
KR20110137778A (ko) 2011-12-23
US20100236285A1 (en) 2010-09-23
JP5620927B2 (ja) 2014-11-05
EP2399091A1 (en) 2011-12-28
AR075512A1 (es) 2011-04-06
CA2752291C (en) 2016-10-18
MX2011008441A (es) 2011-09-29
MX341798B (es) 2016-09-02
PE20120712A1 (es) 2012-06-20
CN102317725B (zh) 2014-07-02
AU2010216329A1 (en) 2011-09-22
TN2011000424A1 (en) 2013-03-27
MY153060A (en) 2014-12-31
CA2752291A1 (en) 2010-08-26
KR101619563B1 (ko) 2016-05-10
WO2010096223A1 (en) 2010-08-26
CO6420371A2 (es) 2012-04-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA022672B1 (ru) Обработка углеводородного газа
JP5552159B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
KR20120026617A (ko) 탄화수소 가스 처리방법
JP5836359B2 (ja) 炭化水素ガス処理
AU2011233577A8 (en) Hydrocarbon gas processing
KR101680922B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
JP5753535B2 (ja) 炭化水素ガス処理
KR101676069B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
JP5798180B2 (ja) 炭化水素ガス処理
KR101714101B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
EP2553368A1 (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 KG MD TJ

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

Designated state(s): KZ TM RU