EA024075B1 - Переработка углеводородного газа - Google Patents

Переработка углеводородного газа Download PDF

Info

Publication number
EA024075B1
EA024075B1 EA201200520A EA201200520A EA024075B1 EA 024075 B1 EA024075 B1 EA 024075B1 EA 201200520 A EA201200520 A EA 201200520A EA 201200520 A EA201200520 A EA 201200520A EA 024075 B1 EA024075 B1 EA 024075B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
steam
specified
column
point
Prior art date
Application number
EA201200520A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201200520A1 (ru
Inventor
Джон Д. Уилкинсон
Джо Т. Линч
Тони Л. Мартинес
Хэнк М. Хадсон
Кайл Т. Кьюллар
Original Assignee
Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ортлофф Инджинирс, Лтд. filed Critical Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Publication of EA201200520A1 publication Critical patent/EA201200520A1/ru
Publication of EA024075B1 publication Critical patent/EA024075B1/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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—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
    • F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure 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
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F25J2200/92—Details relating to the feed point
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F25J2200/94—Details relating to the withdrawal point
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/60—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios
    • 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.

Landscapes

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

Abstract

Описан способ извлечения этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых углеводородных компонентов из потока углеводородного газа. Поток охлаждают и разделяют на первый и второй потоки. Первый поток охлаждают далее, чтобы в значительной степени сконденсировать его, и затем расширяют до рабочего давления во фракционной колонне, нагревают и затем подают во фракционную колонну в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны. Второй поток расширяют до давления во фракционной колонне и затем подают в колонну в точку ввода питания в средней части колонны. Поток отогнанного пара выводят из колонны выше точки ввода питания второго потока и затем направляют в теплообменник для обмена теплом с расширенным охлажденным первым потоком и потоком пара верхнего погона колонны, чтобы охладить поток отогнанного пара и сконденсировать по меньшей мере часть его с образованием конденсированного потока.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и установке для разделения газа, содержащего углеводороды.
Этилен, этан, пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды можно извлекать из различных газов, таких как природный газ, газ нефтеперерабатывающих предприятий и потоки синтетического газа, получаемые из других углеводородных материалов, таких как уголь, сырая нефть, лигроин, нефтеносные сланцы, гудронный песок и лигнит. Природный газ обычно содержит в основном метан и этан, например содержание этана и метана вместе составляет по меньшей мере 50 мол.% от всего газа. Газ также содержит относительно меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутан, пентан и т.п. вещества, а также водород, азот, диоксид углерода и другие газы.
Настоящее изобретение в основном относится к извлечению этилена, этана, пропилена, пропана и более тяжелых углеводородов из таких газовых потоков. Типичный состав газового потока, подлежащего переработке в соответствии с настоящим изобретением, примерно следующий (в мол.%): 80,8% метана, 9,4% этана и других С2 компонентов, 4,7% пропана и других С3 компонентов, 1,2% изобутана, 2,1% нормального бутана и 1,1% пентана плюс азот и диоксид углерода до баланса в 100%. Иногда также присутствуют серосодержащие газы.
Исторически циклические колебания цен на природный газ и компоненты его газоконденсатной жидкости (ГКЖ) временами снижали дополнительную ценность этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых компонентов как жидких продуктов. Это привело к спросу на способы, которые могут обеспечить более эффективное извлечение этих продуктов, на способы, которые могут обеспечить эффективное извлечение с более низкими капитальными вложениями, и на способы, которые можно легко адаптировать или настраивать на извлечение конкретного компонента в широких пределах. Имеющиеся способы разделения этих материалов включают способы, основанные на охлаждении и замораживании газа, абсорбции нефти, и абсорбции замороженной нефти. Кроме того, все популярнее становятся криогенные способы благодаря наличию экономичного оборудования, которое вырабатывает энергию при расширении и извлечении тепла из перерабатываемого газа. В зависимости от давления источника газа, его обогащенности летучими компонентами (содержание этана, этилена и более тяжелых углеводородов) и желаемых конечных продуктов можно использовать каждый из этих способов или их сочетание.
Способ криогенного расширения газа в настоящее время наиболее предпочтителен для извлечения компонентов газоконденсатных жидкостей, поскольку он обеспечивает максимальную простоту с легкостью запуска установки, операционную гибкость, высокую эффективность, безопасность и высокую надежность. Патент 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; заменяющий патент США № 33408 и одновременно рассматриваемые заявки № 11/430412; 11/839693; 11/971491; 12/206230; 12/689616; 12/717394; 12/750862; 12/772472 и 12/781259 описывают соответствующие способы (хотя описание настоящего изобретения в некоторых случаях основано на других условиях переработки по сравнению с описанными в цитируемых патентах США).
В типичном способе извлечения газов путем криогенного расширения поток входящего под давлением сырьевого газа охлаждают в теплообменнике с помощью других потоков переработки и/или с помощью внешних источников охлаждения, таких как пропановая система сжатия-охлаждения. Когда газ охлаждается, жидкости можно конденсировать и собирать в одном или более сепараторов, как жидкости высокого давления, содержащие некоторые из желаемых С2+ компонентов. В зависимости от обогащенности газа летучими компонентами и количества образовавшихся жидкостей, жидкости под высоким давлением можно расширить до более низкого давления и фракционировать. Испарение жидкостей во время их расширения приводит к дальнейшему охлаждению потока. В тех же самых условиях предварительное охлаждение находящихся под высоким давлением жидкостей перед расширением может быть желательным, чтобы еще больше снизить температуру в результате расширения. Расширенный поток, представляющий собой смесь жидкости и пара, фракционируют в дистилляционной (деметанизаторе или деэтанизаторе) колонне. В колонне расширенный охлажденный поток(и) перегоняют, чтобы отделить продукт - остаточный газ, содержащий метан, азот и другие летучие газы, в виде верхнего погона от желаемых С2 компонентов, С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в виде продукта - кубовой жидкости или, чтобы отделить остаточный газ, содержащий метан, С2 компоненты, азот и другие летучие газы в виде верхнего погона, от желаемых С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в виде продукта - кубовой жидкости. Если сырьевой газ конденсируется не полностью (обычно так и происходит), то пар, оставшийся после частичной конденсации, можно разделить на два потока. Одна часть пара проходит через рабочую расширительную машину, или двигатель, или расширительный клапан до понижения давления, и при этом дополнительное количество жидкости конденсируется вследствие дальнейшего охлаждения потока. Давление после расширения примерно такое же, как давление, при котором работает дистилляционная колонна. Объединенные парожидкие фазы, полученные в результате расширения, направляют в качестве подачи в колонну. Оставшуюся часть пара охлаждают до конденсации в значительной степени в теплообменнике, охлаждаемом другими потоками пере- 1 024075 работки газа, например холодным верхним погоном фракционной колонны (дистилляционной колонной). Часть или всю жидкость высокого давления можно объединить с этой частью пара перед охлаждением. Полученный холодный поток затем расширяют посредством подходящего устройства для расширения, такого как расширительный клапан, до давления, при котором работает деметанизатор. Во время расширения часть жидкости испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. Однократно расширенный поток затем подают как верхнюю подачу в деметанизатор. Обычно часть пара из однократно расширенного потока и верхний погон пара из деметанизатора объединяют в верхней сепарационной секции фракционной колонны с получением остаточного, метансодержащего газа. Альтернативно, охлажденный и расширенный поток можно подавать в сепаратор, чтобы обеспечить потоки пара и жидкости. Пар объединяют с верхним погоном ректификационной колонны, а жидкость направляют в колонну в виде верхней подачи.
При идеальном проведении разделения газов таким способом остаточный газ содержит в основном весь метан, содержащийся в сырьевом газе, и не содержит, практически, никакие из более тяжелых углеводородных компонентов, а кубовые фракции, уходящие из деметанизатора, содержат в основном все из более тяжелых углеводородных компонентов и, практически, не содержат метан или более летучие компоненты. Однако, на практике, идеальной ситуации не наблюдается, поскольку обычный деметанизатор работает, главным образом, как стриппинг-колонна, то есть колонна для отгонки легких фракций. Поэтому метансодержащий продукт, как правило, состоит из пара, уходящего с верхней ступени фракционной колонны, и паров, не подвергшихся ректификации на какой-либо ступени. Значительные потери компонентов С2, С3, и С4+ имеют место, поскольку верхняя подача жидкости в колонну обычно содержит значительные количества этих компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, что приводит к соответствующим равновесным количествам С2 компонентов, С3 компонентов, С4 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в парах, уходящих с верхней ступени фракционирования в деметанизаторе. Потерю этих желаемых компонентов можно существенно снизить, если добиться, чтобы поднимающиеся пары контактировали со значительным количеством жидкости (флегмы), способной абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты, С4 компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты из паров. В последние годы в получивших распространение способах разделения углеводородного газа используют верхнюю секцию колонны как абсорбер, что обеспечивает дополнительную ректификацию поднимающихся паров. Источником флегмового потока для верхней секции фракционной колонны обычно является циркуляционный поток остаточного газа, подаваемый под давлением. Циркуляционный поток остаточного газа обычно охлаждают до существенной конденсации паров путем теплообмена с другими потоками переработки газа, например, холодным верхним погоном фракционной колонны. Затем в значительной степени конденсированный поток расширяют посредством подходящего устройства для расширения газа, например, расширительного клапана, до давления, при котором работает деметанизатор. Во время расширения часть жидкости обычно испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. Затем однократно расширенный поток подают как верхнюю подачу в деметанизатор. Обычно часть пара расширенного потока и пар верхнего погона деметанизатора объединяют в верхней сепарационной секции фракционной колонны, получая остаточный метансодержащий газ. Альтернативно, охлажденный и расширенный поток можно направить в сепаратор, чтобы обеспечить потоки пара и жидкости, после чего пар объединяют с верхним погоном, а жидкость поступает для питания колонны в виде верхней подачи. Типичные схемы способа разделения этого типа описаны в патентах США № 4889545; 5568737 и 5881569, совместной заявке лицензиата № 12/717394 и в публикации Мо\\тсу. Е. Козз, Е£йс1еи1, Ηί§1ι Кесоуету о£ Ысцнбз 1гош ΝηΙηγηΙ Саз υΐίΐίζπΐβ а Ηφΐι Ртеззите АЪзотЪет, Ртосеебтдз о£ Ше Е1дЫу-Р1тз1 Аппиа1 СопуепИоп о£ Ше Саз Ргосеззогз Аззошайоп, ЦаПаз, Техаз, Матсй 11-13, 2002. К сожалению, эти процессы требуют использования компрессора для сжатия, обеспечивающего движущую силу для рециркуляции флегмового потока в деметанизаторе, что увеличивает как капитальные затраты, так и эксплуатационные расходы предприятий, применяющих эти способы.
Настоящее изобретение также использует верхнюю секцию для ректификации (или отдельную ректификационную колонну, если размер предприятия или другие факторы позволяют использовать отдельные ректификационную и стриппинг-колонну). Однако флегмовый поток для этой секции ректификации обеспечивается путем использования бокового погона паров, поднимающихся в нижней части колонны. Из-за относительно высокой концентрации компонентов С2 в парах, опускающихся в колонне, значительное количество жидкости можно сконденсировать в этом потоке бокового погона без повышения его давления, часто используя только охлаждение посредством холодного пара, выходящего с верхней ректификационной секции колонны, и однократно расширенного в значительной степени конденсированного потока. Эту конденсированную жидкость, содержащую, главным образом, жидкий метан, можно использовать для абсорбции С2 компонентов, С3 компонентов, С4 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов из паров, поднимающихся по верхней ректификационной секции и таким образом захватить эти ценные компоненты в жидкий кубовый продукт из деметанизатора.
Раньше такую схему с боковым погоном использовали в системах извлечения С3+, как показано в патенте патентовладельца США № 5799507, а также в системах извлечения С2+, как показано в патенте патентовладельца США № 7191617 и в одновременно рассматриваемых заявках № 12/206230 и
- 2 024075
12/781259. Удивительно, но заявители обнаружили, что использование однократно расширенного в значительной степени конденсированного потока для обеспечения части охлаждения бокового потока на схеме, заявленной патентовладельцем в одновременно рассматриваемых заявках № 12/206230 и 12/781259 повышает извлечения С2+ и эффективность системы без увеличения операционных расходов.
В соответствии с настоящим изобретением обнаружено, что можно достичь извлечения С2 выше 87% и С3 и С4+ выше 99% без необходимости сжатия флегмового потока для деметанизатора. Настоящее изобретение обеспечивает дальнейшее преимущество, заключающееся в том, что сохраняется извлечение компонентов С3 и С4+ выше 99%, в то время как извлечение компонентов С2 регулируется от высоких до низких значений. Кроме того, настоящее изобретение делает возможным практически 100% отделение метана и более легких компонентов от С2 компонентов и более тяжелых компонентов при тех же энергетических затратах по сравнению с предыдущим уровнем техники при увеличении уровней извлечения. Настоящее изобретение, хотя и применимо при более низких давлениях и более высоких температурах, особенно выгодно при переработке сырьевых газов в диапазоне от 400 до 1500 фунтов/кв.дюйм [от 2758 до 10342 кПа] или выше в условиях, когда переработка ГКЖ требует, чтобы температура в верхней части колонны поддерживалась на уровне -50°Р [-46°С] или ниже.
Для лучшего понимания настоящего изобретения сделаны ссылки на следующие примеры и фигуры.
Перечень чертежей
Фиг. 1 - блок-схема промышленной установки по переработке природного газа, базирующаяся на известном способе переработки газов, и выполненная в соответствии с патентом США № 5890378.
Фиг. 2 - блок-схема промышленной установки по переработке природного газа, базирующаяся на известном способе переработки газов, и выполненная в соответствии с патентом США 7191617.
Фиг. 3 - блок-схема промышленной установки по переработке природного газа, базирующаяся на известном способе переработки газов, и выполненная в соответствии с совместной заявкой патентовладельца и № 12/206230.
Фиг. 4 - блок-схема промышленной установки переработки природного газа, выполненная в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 5-8 - блок-схемы, иллюстрирующие альтернативные способы применения настоящего изобретения к потоку природного газа.
В объяснениях к вышеуказанным фигурам и таблицам приведены данные, обобщающие скорости потоков, рассчитанные для представленных способов разделения. В приведенных здесь таблицах значения скоростей потоков (в моль/ч) округлены до ближайшего целого числа для удобства. Итоговые скорости потоков, показанные в таблицах, включают в себя все не углеводородные компоненты, и, следовательно, их значение в основном выше, чем сумма скоростей потоков для углеводородных компонентов. Указанные в таблицах температуры являются приблизительными, округленными до ближайшего градуса. Следует также отметить, что проектные технологические расчеты, выполненные с целью сравнения описываемых способов, основаны на допущении, что не происходит утечки тепла в окружающую среду и наоборот передачи тепла от окружающей среды установке. Качество промышленно выпускаемых изолирующих материалов является достаточным для такого допущения и это допущение таково, которое обычно и делают специалисты в данной области.
Для удобства параметры способа указаны как в традиционных британских единицах, так и в Международной системе измерений (СИ). Молярные скорости потоков, приведенные в таблицах, можно интерпретировать или как фунт-моль/ч или кг-моль/ч. Энергопотребление дано в лошадиных силах (л.с) и/или тысячах британских тепловых единиц в 1 ч (МБТЕ/ч) и соответствует указанным мольным скоростям потоков в фунт-моль/ч. Энергопотребление, выраженное через киловатты (кВт), соответствует указанным мольным скоростям потоков в кг-моль/ч.
Описание известного уровня техники
Фиг. 1 - блок-схема установки по переработке природного газа для извлечения компонентов С2+ из природного газа, базирующаяся на известном способе переработки и выполненная в соответствии с патентом США № 5890378. В этой модели способа переработки входящий газ поступает на установку при температуре 29°С и давлении 6688 кПа (кра (а) - кПа абсолютный в русском язык не употребляется) как поток 31. Если входящий газ содержит соединения серы в такой концентрации, которая не удовлетворяет соответствующим спецификациям на продуктовые потоки, то эти соединения серы удаляют путем соответствующей предварительной обработки сырьевого газа (схема не показана). Кроме того, сырьевой газ обычно обезвоживают, чтобы предотвратить образование воды (льда) в криогенных условиях. С этой целью обычно используют твердый осушитель.
Сырьевой поток 31 охлаждают в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45Ь), жидкостями нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 0°С (поток 40) и пропановым хладагентом. Обратите внимание, что во всех случаях теплообменник 10 представляет собой или несколько отдельных теплообменников или один многоходовой теплообменник или любое их сочетание. (Решение о том, следует ли использовать более одного теплообменника для указанных хладагентов зави- 3 024075 сит от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, скорость потока входящего газа, размер теплообменника, температуру потока и т.д.). Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при температуре -18°С и давлении 6584 кПа, где пар (поток 32) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33) расширяется до рабочего давления (примерно 3061 кПа) фракционной (дистилляционной) колонны 20 посредством расширительного клапана 12, охлаждая поток 33а до температуры -33°С, прежде чем он поступит во фракционную колонну 20 в первую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны. Пар (поток 32) из сепаратора 11 далее охлаждают в теплообменнике 13 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45а) и жидкостями из верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -39°С (поток 39). Охлажденный поток 32а поступает в сепаратор 14 при -35°С и давлении 6550 кПа, где пар (поток 34) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 37). Жидкость из сепаратора (поток 37) расширяется до рабочего давления фракционной колонны посредством расширительного клапана 19, охлаждая поток 37а до -54°С, прежде чем он поступит во фракционную колонну 20 во вторую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Пар (поток 34) из сепаратора 14 разделяют на два потока, 35 и 36. Поток 35, содержащий около 39% всего пара, проходит через теплообменник 15, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 45), где охлаждается до конденсации в значительной степени. Затем полученный в значительной степени конденсированный поток 35а при температуре -86°С однократно расширяется посредством расширительного клапана 16 до давления, слегка превышающего рабочее давление в фракционной колонне 20. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к дальнейшему охлаждению всего потока. В этом способе, показанном на фиг. 1, расширенный поток 35Ь, выходя из расширительного клапана 16, достигает температуры -130°Р [-90°С]. Расширенный поток 35Ь нагревают до -88°С с дальнейшим испарением в теплообменнике 22, при этом он охлаждает и частично конденсирует поток отогнанного пара 42, выводимый из стриппинг-секции 20Ь фракционной колонны 20. Нагретый поток 35с затем подают в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны, в абсорбционную секцию 20а фракционной колонны 20.
Оставшиеся 61% пара из сепаратора 14 (поток 36) поступают в рабочую расширительную машину 17, в которой энергия этого пара высокого давления превращается в механическую энергию. В расширительной машине 17 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления фракционной колонны, с совершением работы расширения и охлаждением расширенного потока 36а до температуры примерно -66°С. Типичные промышленные расширительные машины способны получать порядка 80-85% работы, теоретически доступной при идеальном изоэнтропийном расширении. Эту работу часто используют для приведения в действие центробежного компрессора (например, поз. 18), который можно использовать для повторного сжатия остаточного газа (поток 45с), например. Затем частично конденсированный расширенный поток 36а направляют во фракционную колонну 20 в точку ввода питания средней части колонны.
Деметанизатор в колонне 20 представляет собой обычную дистилляционную колонну, состоящую из множества вертикально расположенных, с интервалами, тарелок, одного или больше слоев насадки, или комбинацию тарелок и слоев насадки. Колонна деметанизации состоит из двух секций: верхней абсорбционной (ректификационной) секции 20а, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между частями пара расширенных потоков 35с и 36а, поднимающимися вверх, и холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты; и нижней стриппинг-секции 20Ь, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деметанизации 20Ь также оснащена одним или более ребойлерами (такими как ребойлер 21 и боковые ребойлеры, описанные ранее), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, стекающих вниз по колонне, чтобы обеспечить отгонку легких фракций, поднимающихся вверх по колонне, чтобы отделить жидкий продукт, поток 41, от метана и более легких компонентов. Поток 36а поступает в деметанизатор 20 в промежуточную точку ввода питания, расположенную в нижней части абсорбционной секции 20а деметанизатора 20. Жидкая часть расширенного потока 36а смешивается с жидкостями, опускающимися вниз из абсорбционной секции 20а и, объединенная жидкость продолжает движение вниз в стриппинг-секцию 20Ь деметанизатора 20. Паровая часть расширенного потока 36а поднимается вверх по абсорбционной секции 20а и контактирует с холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты.
Часть отогнанного пара (поток 42) выводят из верхней зоны стриппинг-секции 20Ь. Затем этот пар охлаждают и частично конденсируют (поток 42а) в теплообменнике 22 путем теплообмена с расширенным в значительной степени конденсированным потоком 35Ь, как описано ранее, при этом охлаждая поток 42 от -71 до около -89°С (поток 42а). Рабочее давление (3038 кПа) во флегмовом сепараторе 23 поддерживают чуть ниже рабочего давления в деметанизаторе 20. Это обеспечивает движущую силу, которая заставляет поток отогнанного пара 42 проходить через теплообменник 22 и, далее, во флегмовый сепаратор 23, где конденсированную жидкость (поток 44) отделяют от какого-либо несконденсированного пара (поток 43).
- 4 024075
Поток жидкости 44 из флегмового сепаратора 23 подкачивают насосом 24 до давления чуть выше рабочего давления в деметанизаторе 20 и затем поток 44а подают в виде холодной верхней подачи (флегмы) в деметанизатор 20 при -89°С. Этот поток жидкости абсорбирует и конденсирует компоненты С3 и более тяжелые компоненты, поднимающиеся в верхней зоне ректификации в абсорбционной секции 20а деметанизатора 20.
Поток жидкого продукта 41 выходит из куба колонны при 44°С; соотношение метан:этан в кубовом продукте соответствует типичной спецификации соотношения метана к этану, равному 0,025:1 (молярное соотношение). Холодный поток верхнего погона деметанизатора 38 выходит с верха деметанизатора 20 при -89°С и объединяется с потоком пара 43 с образованием холодного потока остаточного газа 45 при -89°С. Холодный поток остаточного газа 45 проходит противотоком ко входящему сырьевому газу в теплообменник 15, где он нагревается до -38°С (поток 45а), теплообменник 13, где он нагревается до -21°С (поток 45Ь), и теплообменник 10, где он нагревается до 27°С (поток 45с). Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии. На первой стадии газ сжимают компрессором 18, приводимым в действие расширительной машиной 17. На второй стадии газ сжимают компрессором 25, приводимым в действие дополнительным источником питания, который сжимает остаточный газ (поток 456) до давления в трубопроводе, при котором газ поступает в продажу. После охлаждения до 49°С в выпускном холодильнике 26, продукт - остаточный газ (поток 45£) направляют для продажи в трубопровод при давлении 6998 кПа, достаточном, чтобы соответствовать требованиям, предъявляемым к давлению в трубопроводе (обычно порядка давления на входе).
Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 1, представлены в табл. I.
Таблица I
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные в кг-моль/ч
Поток Метан Этан Поопан Бутан+ Итого
31 53228 6192 3070 2912 65876
32 49244 4670 1650 815 56795
33 3984 1522 1420 2097 9081
34 47282 4037 1178 405 53293
37 1962 633 472 410 3502
35 18582 1587 463 159 20944
36 28700 2450 715 246 32349
38 44854 790 и 0 45920
42 12398 720 42 3 13270
43 8242 135 2 0 8421
44 4156 585 40 3 4849
45 53096 925 13 0 54341
41 132 5267 3057 2912 11535
Извлечения*
Этан 85,05%
Пропан 99,57%
Бутан-1- 99,99%
Мощность
Сжатие остаточного газа 24134 л.с
Сжание хладоагента 7743 л.с
Итого на сжатие 31877 л.с * (На основе не округленных значений скоростей потоков).
[ 39676 кВт] [ 12729 кВт] [ 52405 кВт]
- 5 024075
На фиг. 2 представлен альтернативный существующий способ переработки в соответствии с патентом США № 7191617. Способ переработки на фиг. 2 применяют для переработки газа такого же состава и характеристик, как описанный выше на фиг. 1. В модели этого способа, как и в модели для способа на фиг. 1, рабочие условия переработки выбраны с целью минимизации энергопотребления для данного уровня извлечения. В модели способа на фиг. 2 входящий газ поступает на предприятие как поток 31 и охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45Ь), жидкостями нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 0°С (поток 40) и пропановым хладагентом. Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при -18°С и 6584 кПа, где пар (поток 32) отделяют от конденсированной жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33) расширяют до рабочего давления (приблизительно 3103 кПа) фракционной колонны 20 посредством расширительного клапана 12, охлаждая поток 33а до -33°С, прежде чем подать его во фракционную колонну 20 в первую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Пар (поток 32) из сепаратора 11 далее охлаждают в теплообменнике 13 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45а) и жидкостями верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -39°С (поток 39). Охлажденный поток 32а поступает в сепаратор 14 при -34°С и 6550 кПа, где пар (поток 34) отделяют от конденсированной жидкости (поток 37). Жидкость из сепаратора (поток 37) расширяют до рабочего давления фракционной колонны посредством расширительного клапана 19, охлаждая поток 37а до -53°С, прежде чем подать его во фракционную колонну 20 во вторую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны. Пар (поток 34) из сепаратора 14 разделяют на два потока 35 и 36.
Поток 35, содержащий около 37% всего пара, проходит через теплообменник 15, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 45), где охлаждается в значительной степени. Затем полученный в значительной степени конденсированный поток 35а при -82°С однократно расширяют посредством расширительного клапана 16 до рабочего давления фракционной колонны 20. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению потока 35Ь до -89°С, прежде, чем его подадут во фракционную колонну 20 в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны. Остальные 63% пара из сепаратора 14 (поток 36) поступают в рабочую расширительную машину 17, в которой энергия этой части пара высокого давления преобразуется в механическую энергию. В расширительной машине 17 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления фракционной колонны, с работой расширения и охлаждением расширенного потока 36а до температуры приблизительно -65°С. Частично конденсированный расширенный поток 36а затем подают во фракционную колонну 20 в точку ввода питания средней части колонны. Часть отогнанного пара (поток 42) выводят из верхней зоны стриппинг-секции в фракционной колонне 20. Затем этот поток охлаждают от -68 до -86°С и частично конденсируют (поток 42а) в теплообменнике 22 путем теплообмена с холодным потоком верхнего погона деметанизатора 38, выходящим с верха деметанизатора 20 при -88°С. Холодный поток верхнего погона деметанизатора слегка нагревают до -84°С (поток 38а), при этом охлаждается и, по меньшей мере, частично конденсируется поток 42.
Рабочее давление (3079 кПа) во флегмовом сепараторе 23 поддерживают немного ниже рабочего давления деметанизатора 20. Это обеспечивает движущую силу, которая заставляет поток отогнанного пара 42 проходить через теплообменник 22 и далее во флегмовый сепаратор 23, где конденсированную жидкость (поток 44) отделяют от любого не конденсированного пара (поток 43). Поток 43 затем объединяют с нагретым потоком верхнего погона деметанизатора 38а из теплообменника 22 с образованием холодного потока остаточного газа 45 при -84°С. Поток жидкости 44 из флегмового сепаратора 23 подкачивают насосом 24 до давления, слегка превышающего рабочее давление деметанизатора 20, и затем поток 44а подают в виде холодной верхней подачи (флегмы) в деметанизатор 20 при -85°С. Эта холодная жидкая флегма абсорбирует и конденсирует С3 компоненты и более тяжелые компоненты, поднимающиеся в верхней зоне ректификации абсорбционной секции деметанизатора 20.
Поток жидкого продукта 41 выходит из куба колонны 20 при 45°С. Холодный поток остаточного газа 45 проходит противотоком к входящему сырьевому газу теплообменник 15, где нагревается -38°С (поток 45а), теплообменник 13, где нагревается до -20°С (поток 45Ь), и теплообменник 10, где нагревается до 27°С (поток 45с), при этом охлаждая другие потоки, как описано ранее. Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии посредством компрессора 18, приводимого в действие расширительной машиной 17 и компрессора 25, приводимого в действие дополнительным источником энергии. После охлаждения потока 45е до 49°С в выпускном холодильнике 26, продукт - остаточный газ (поток 45ί) направляют для продажи в трубопровод при давлении 6998 кПа.
Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 2, представлены в табл. II.
- 6 024075
Таблица II
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные в кг-моль/ч
Поток Метан Этан Пропан Бутан+ Итого
31 53228 6192 3070 2912 65876
32 49244 4670 1650 815 56795
33 3984 1522 1420 2097 9081
34 47440 4081 1204 420 53536
37 1804 589 446 395 3259
35 17553 1510 445 155 19808
36 29887 2571 759 265 33728
38 48675 811 23 1 49805
42 5555 373 22 2 6000
43 4421 113 2 0 4562
44 1134 260 20 2 1438
45 53096 924 25 1 54367
41 132 5268 3045 2911 11509
Извлечения*
Этан 85,08%
Пропан 99,20%
Бутан+ 99,98%
Мощность
Сжатие остаточного газа 23636 л.с [ 38857 кВт]
Сжатие хладоагента 7561 л.с [ 12430 кВт]
Итого на сжатие 31197 л.с [ 51287 кВт] * (На основе не округленных значений скоростей потоков).
Сравнение данных, приведенных в табл. I и II, показывает, что по сравнению со способом на фиг. 1 способ переработки газа, представленный на фиг. 2, обеспечивает, по сути, такое же извлечение этана (85,08% в сравнении с 85,05%) и извлечение бутана+ (99,98% в сравнении 99,99%), но извлечение пропана снижается с 99,57 до 99,20%. Однако дальнейшее сравнение данных, приведенных в табл. I и II, показывает, что потребность в электроэнергии для способа на фиг. 2 примерно на 2% ниже, чем для способа на фиг. 1.
На фиг. 3 представлен альтернативный известный способ, описанный в совместной заявке № 12/206230. Способ на фиг. 3 применен для переработки сырьевого газа того же состава и характеристик, что описаны для способов на фиг. 1 и 2. В модели этого способа, как и в модели для способа на фиг. 1 и 2, рабочие условия выбраны с целью минимизации энергопотребления для данного уровня извлечения.
В модели способа на фиг. 3 входящий газ поступает на предприятие как поток 31 и охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45Ь), жидкостями нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 2°С (поток 40), и пропановым хладагентом. Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при -17°С и давлении 6584 кПа, где пар (поток 32) отделяют от конденсированной жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33) расширяют до рабочего давления
- 7 024075 (приблизительно 3116 кПа) фракционной колонны 20 посредством расширительного клапана 12, охлаждая при этом поток 33а до -32°С, прежде чем его подадут во фракционную колонну 20 в первую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Пар (поток 32) из сепаратора 11 далее охлаждают в теплообменнике 13 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45а) и жидкостями верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -38°С (поток 39). Охлажденный поток 32а поступает в сепаратор 14 при -35°С и давлении 6550 кПа, где пар (поток 34) отделяют от конденсированной жидкости (поток 37). Жидкость из сепаратора (поток 37) расширяют до рабочего давления фракционной колонны посредством расширительного клапана 19, охлаждая поток 37а до -54°С, прежде чем его подадут во фракционную колонну 20 во вторую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны. Пар (поток 34) из сепаратора 14 разделяют на два потока 35 и 36.
Поток 35, содержащий около 38% всего пара, проходит через теплообменник 15, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 45), где он охлаждается и конденсируется в значительной степени. Полученный в значительной степени конденсированный поток 35а при -84°С затем однократно расширяют посредством расширительного клапана 16 до рабочего давления фракционной колонны 20. Во время расширения часть потока испаряется, в результате чего поток 35Ь охлаждается до -90°С, прежде чем его подадут во фракционную колонну в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Остальные 62% пара из сепаратора 14 (поток 36) поступают в рабочую расширительную машину 17, в которой энергия этого пара высокого давления превращается в механическую энергию. В расширительной машине 17 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления фракционной колонны, с совершением работы расширения и охлаждением расширенного потока 36а до температуры приблизительно -65°С.
Частично конденсированный расширенный поток 36а затем подают в качестве питания во фракционную колонну 20 в точку ввода питания в средней части колонны.
Часть отогнанного пара (поток 42) выводят из промежуточной зоны абсорбционной секции в фракционной колонне 20 выше точки питания колонны расширенным потоком 36а в нижней зоне абсорбционной секции. Этот поток отогнанного пара 42 затем охлаждают от -74 до -86°С и частично конденсируют (поток 42а) в теплообменнике 22 путем теплообмена с холодным потоком верхнего погона деметанизатора 38, выходящего с верха деметанизатора 20 при -89°С. Холодный поток верхнего погона деметанизатора слегка нагревают до -86°С (поток 38а), при этом охлаждается и конденсируется по меньшей мере часть потока 42.
Рабочее давление (3090 кПа) во флегмовом сепараторе 23 поддерживается немного ниже рабочего давления деметанизатора 20. Это обеспечивает движущую силу, которая заставляет поток отогнанного пара 42 проходить через теплообменник 22 и затем флегмовый сепаратор 23, где конденсированную жидкость (поток 44) отделяют от любого потока 43 неконденсированного пара (поток 43 остаточного пара). Затем поток 43 объединяют с нагретым потоком верхнего погона деметанизатора 38а из теплообменника 22 с образованием холодного потока остаточного газа 45 при -86°С.
Поток жидкости 44 из флегмового сепаратора 23 подкачивают насосом 24 до давления немного выше рабочего давления деметанизатора 20 и поток 44а затем подают в виде холодной верхней подачи (флегма) в деметанизатор 20 при -86°С. Эта холодная жидкая флегма абсорбирует и конденсирует компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты, поднимающиеся в верхней зоне ректификации абсорбционной секции деметанизатора 20.
Поток жидкого продукта 41 выходит из куба колонны 20 при 45°С. Холодный поток остаточного газа 45 проходит противотоком к входящему сырьевому потоку теплообменник 15, где он нагревается до -39°С (поток 45а), теплообменник 13, где он нагревается до -20°С (поток 45Ь), и теплообменник 10, где он нагревается до 27°С (поток 45с), при этом обеспечивая охлаждение, как описано ранее. Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии, компрессором 18, приводимым в действие расширительной машиной 17 и компрессором 25, приводимым в действие дополнительным источником питания. После охлаждения потока 45е до 49°С в выпускном холодильнике 26, продукт - остаточный газ (поток 45ί) направляют для продажи в трубопровод при давлении 6998 кПа.
Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 3, представлены в табл. III.
- 8 024075
Таблица III
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные кг-моль/ч
Поток Метан Этан Пропан Бутан+ Итого
31 53228 6192 3070 2912 65876
32 49340 4702 1672 831 56962
33 3888 1490 1398 2081 8914
34 47289 4040 1179 404 53301
37 2051 662 493 427 3661
35 17828 1523 444 152 20094
36 29461 2517 735 252 33207
38 49103 691 19 0 50103
42 4946 285 8 0 5300
43 3990 93 1 0 4119
44 956 192 7 0 1181
45 53093 784 20 0 54222
41 135 5408 3050 2912 11654
Извлечения*
Этан 87,33%
Пропан 99,36%
Бутан-1- 99,99%
Мощность
Сжатие остаточного газа 2318
Сжатие хладоагента 7554 [ 38663 кВт] [ 12419 кВт]
Итого на сжатие
31072 л.с [ 51082 кВт] * (На основе не округленных значений потоков скоростей).
Сравнение данных, приведенных в табл. Σ-Ш, показывает, что способ на фиг. 3 повышает извлечение этана с 85,05% (для фиг. 1) и 85,08% (для фиг. 2) до 87,33%. Извлечение пропана для способа, показанного на фиг. 3 (99,36%), ниже, чем для способа, приведенного на фиг. 1 (99,57%), но выше, чем для способа на фиг. 2 (99,20%). Извлечение бутанов + практически одинаковое для всех этих трех способов предыдущего уровня техники. Дальнейшее сравнение данных, приведенных в табл. I, II и III, показывает, что в способе, показанном на фиг. 3, расход энергии немного меньше, чем в двух других способах предыдущего уровня техники (более чем на 2% меньше по сравнению со способом на фиг. 1 и на 0,4% меньше, чем для способа на фиг. 2).
- 9 024075
Описание изобретения
На фиг. 4 показана блок-схема способа переработки природного газа, выполненная в соответствии с настоящим изобретением. Состав сырьевого газа и характеристики, рассматриваемые в способе, представленном на фиг. 4 те же, что для фиг. 1-3. Следовательно, способ переработки, показанный на фиг. 4, можно сравнить со способами, показанными на фиг. 1-3, чтобы проиллюстрировать преимущества настоящего изобретения. В модели способа переработки на фиг. 4 входящий газ, поступающий на предприятие при температуре 29°С и давлении 6688 кПа как поток 31, охлаждают в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45Ь), жидкостями из нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 0°С (поток 40), и пропановым хладагентом. Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при -17°С и давлении 6584кПа, где пар (поток 32) отделяют от конденсированной жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33) расширяют до рабочего давления (примерно 3116кПа) фракционной колонны 20 посредством расширительного клапана 12 (третьего расширительного устройства), охлаждая поток 33а до -32°С, прежде чем он поступит во фракционную колонну 20 в первую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (расположенную ниже точки ввода потока 36а, как описано в параграфе.
Пар (поток 32) из сепаратора 11 далее охлаждают в теплообменнике 13 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 45а) и жидкостями из верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -39°С (поток 39). Охлажденный поток 32а поступает в сепаратор 14 при -35°С и давлении 6550 кПа, где пар (поток 34) отделяют от конденсированной жидкости (поток 37). Жидкость из сепаратора (поток 37) расширяют до рабочего давления во фракционной колонне посредством расширительного клапана 19, при этом охлаждая поток 37а до -54°С, прежде чем подать его во фракционную колонну 20 во вторую нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (также расположенную ниже точки ввода питания колоны потоком 36а). Пар (поток 34) из сепаратора 14 разделяют разделительным устройством на два потока 35 и 36. Поток 35, содержащий около 38% всего пара, проходит через теплообменник 15, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 45), где охлаждается до конденсации в значительной степени. Полученный в значительной степени конденсированный поток 35а при -86°С затем однократно расширяют посредством расширительного клапана 16 (второе расширительное устройство) до давления, немного превышающего рабочее давление фракционной колонны 20. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. В способе, показанном на фиг. 4, расширенный поток 35Ь, выходя из расширительного клапана 16, достигает температуры -90°С. Расширенный поток 35Ь слегка нагревают до -89°С в теплообменнике 22 с его дальнейшим испарением, при этом осуществляя частичное охлаждение потока отогнанного пара 42. Нагретый поток 35с затем подают в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны, в абсорбционную секцию 20а фракционной колонны 20.
Остальные 62% пара из сепаратора 14 (поток 36) поступают в рабочую расширительную машину 17 (первое расширительное устройство), в которой энергия этой части пара высокого давления превращается в механическую энергию. В расширительной машине 17 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления фракционной колонны, с работой расширения и охлаждением расширенного потока 36а до температуры примерно -65°С. Затем частично конденсированный расширенный поток 36а направляют в качестве питания во фракционную колонну 20 в точку ввода питания средней части колонны (расположенную ниже точки ввода потока 35с).
Деметанизатор в колонне 20 представляет собой обычную дистилляционную колонну, состоящую из множества вертикально расположенных, с интервалами, тарелок, одного или больше слоев насадки, или комбинацию тарелок и слоев насадки. Колонна деметанизации состоит из двух секций: верхней абсорбционной (ректификационной) секции 20а, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между частями пара расширенных потоков 35с и 36а, поднимающимися вверх, и холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С2, компоненты С3, и более тяжелые компоненты из паров, поднимающихся вверх; и нижней стриппингсекции 20Ь, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деметанизации 20Ь также оснащена одним или более ребойлерами (такими как ребойлер 21 и боковые ребойлеры, описанные ранее), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, стекающих вниз по колонне, обеспечивая отгонку легких фракций, поднимающихся вверх по колонне и отделяя жидкий продукт, поток 41, от метана и более легких компонентов. Поток 36а поступает в деметанизатор 20 в промежуточную точку ввода питания, расположенную в нижней зоне абсорбционной секции 20а деметанизатора 20. Жидкая часть расширенного потока 36а смешивается с жидкостями, опускающимися вниз из абсорбционной секции 20а и, объединенная жидкость продолжает движение вниз в стриппинг-секцию 20Ь деметанизатора 20. Паровая часть расширенного потока 36а поднимается вверх по абсорбционной секции 20а и контактирует с холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты. Часть отогнанного пара (поток 42) выводят из промежуточной зоны абсорбционной секции 20а фракционной колонны 20 выше точки ввода расширенного потока 36а в нижней зоне абсорбционной секции 20а. Этот поток отогнанного пара 42 затем охлаждают от -75°С до
- 10 024075
-89°С и частично конденсируют (поток 42а) в теплообменнике 22 путем теплообмена с холодным потоком верхнего погона деметанизатора 38, выходящего с верха деметанизатора 20 при -89°С и с расширенным в значительной степени конденсированным потоком 35Ь, как описано ранее. Холодный поток верхнего погона деметанизатора нагревается слегка до -88°С (поток 38а), при этом осуществляя частичное охлаждение потока отогнанного пара 42. Рабочее давление (3090 кПа) во флегмовом сепараторе 23 поддерживают немного ниже рабочего давления деметанизатора 20. Это обеспечивает движущую силу, которая заставляет поток отогнанного пара 42 проходить через теплообменник 22 и затем через флегмовый сепаратор 23, где конденсированную жидкость (поток 44) отделяют от какого-либо не конденсированного пара (поток 43). Затем поток 43 объединяют с помощью дополнительного устройства для объединения с нагретым потоком верхнего погона деметанизатора 38а из теплообменника 22 с образованием холодного потока остаточного газа 45 при -88°С.
Поток жидкости 44 из флегмового сепаратора 23 подкачивают насосом 24 до давления, слегка превышающего рабочее давление деметанизатора 20, и затем поток 44а подают в виде холодной верхней подачи (флегмы) в деметанизатор 20 при -88°С. Эта холодная жидкая флегма абсорбирует и конденсирует компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые компоненты в верхней зоне ректификации абсорбционной секции 20а деметанизатора 20.
В стриппинг-секции 20Ь деметанизатора 20 входящие сырьевые потоки освобождаются от метана и более легких компонентов. Полученный жидкий продукт (поток 41) выходит из куба колонны 20 при 45°С (соотношение метан:этан в кубовом продукте соответствует типичной спецификации соотношения метана к этану, равному 0,025:1 (молярное соотношение)). Холодный поток остаточного газа 45 проходит противотоком к входящему сырьевому газу теплообменник 15, где нагревается до -40°С (поток 45а), теплообменник 13, где нагревается до -20°С (поток 45Ь) и теплообменник 10, где нагревается до 27°С (поток 45с), обеспечивая охлаждение, описанное ранее. Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии компрессором 18, приводимым в действие расширительной машиной 17, и компрессором 25, приводимым в действие дополнительным источником энергии. Затем поток 45е охлаждают до 49°С в выпускном холодильнике 26, продукт - остаточный газ (поток 45ί) направляют для продажи в трубопровод при давлении 6998 кПа. Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 4, представлены в табл. IV.
Таблица IV
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные в кг-моль/ч
Поток Метан Этан ΠυοπθΗ Бутан-ь Итого
31 53228 6192 3070 2912 65876
32 49407 4712 1676 832 57046
33 3821 1480 1394 2080 8830
34 47346 4041 1176 401 53354
37 2061 671 500 431 3692
35 17991 1536 447 152 20274
36 29355 2505 729 249 33080
38 49756 713 14 0 50779
42 4688 249 7 0 5000
43 3336 57 0 0 3420
44 1352 192 7 0 1580
45 53092 770 14 0 54199
41 136 5422 3056 2912 11677
- 11 024075
Извлечения*
Этан 87,56%
Пропан 99,55%
Бутан+ 99,99%
Мощность
Сжатие остаточного газа 23552 л.с [ 38719 кВт]
Сжатие хладоагента 7520 л.с [ 12363 кВт]
Итого на сжатие 31072 л.с [ 51082 кВт] * (На основе не округленных значений скоростей потоков).
Сравнение данных, приведенных в табл. 1-1У, показывает, что по сравнению с предыдущим уровнем техники, настоящее изобретение отвечает или превышает извлечения пропана и бутана+ во всех предыдущие изобретениях, в то же время значительно улучшая извлечение этана. Извлечение этана для настоящего изобретения (87,56%) выше, чем для способа на фиг. 1 (85,05%), способа на фиг. 2 (85,08%) и способа на фиг. 3 (87,33%). Дальнейшее сравнение данных, приведенных в табл. 1-1У, показывает, что повышение выходов достигается без потребления большего количества энергии, чем в предыдущем уровне техники, а в некоторых случаях при значительно меньшем количестве энергии. Если сравнивать эффективность извлечения (определяемую, как количество извлеченного этана в расчете на единицу затраченной энергии), то настоящее изобретение показывает повышение эффективности на 5, 3 и 0,3% соответственно по сравнению с предыдущими способами переработки, представленными на фиг. 1-3. Хотя энергия, требуемая для осуществления способа настоящего изобретения, по сути, такая же, как для предыдущего способа, показанного на фиг. 3, настоящее изобретение улучшает извлечение как этана, так и пропана на 0,2% по сравнению со способом на фиг. 3 без увеличения энергии. Как и в известных способах, описанных на фиг. 1-3, в настоящем изобретении используют расширенный, в значительной степени конденсированный сырьевой поток 35с, подаваемый в абсорбционную секцию 20а деметанизатора 20, чтобы обеспечить извлечение большого количества компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, содержащихся в расширенном сырьевом потоке 36а и в парах, поднимающихся из стриппинг-секции 20Ь, и дополнительную ректификацию, обеспечиваемую флегмовым потоком 44а, чтобы снизить количества компонентов С2, компонентов С4, и компонентов С4+, содержащихся во входящем сырьевом газе, которые теряются, уходя с остаточным газом. Однако настоящее изобретение улучшает ректификацию в абсорбционной секции 20а по сравнению с известными способами путем более эффективного использования охлаждения за счет потоков 38 и 35Ь, благодаря чему повышается извлечение и эффективность извлечения.
Сравнивая флегмовый поток 44 в табл. I для известного способа, показанного на фиг. 1, с флегмовым потоком в табл. IV для способа настоящего изобретения, можно видеть, что, хотя потоки имеют одинаковые составы, поток подаваемой флегмы в способе на фиг. 1 в три раза больше, чем поток флегмы в настоящем изобретении. Однако удивительно то, что в способе на фиг. 1 извлечение этана меньше, чем в настоящем изобретении, несмотря на значительно большее количество флегмы. Большее извлечение, достигаемое в настоящем изобретении, можно понять, если сравнить характеристики нагретого расширенного в значительной степени конденсированного потока 35с на фиг. 1 известного способа с характеристиками соответствующего потока на фиг. 4, где показан вариант воплощения настоящего изобретения. Хотя температура этого потока, показанного на фиг. 1, только немного выше, доля потока, которая испаряется перед подачей в деметанизатор 20 значительно выше, чем доля потока, описанного в настоящем изобретении (42 против 12%). Это означает, что не только меньше холодной жидкости в потоке 35с в способе на фиг. 1 будет доступно для ректификации паров, поднимающихся в абсорбционной секции 20а, но и значительно больше паров будет в верхней зоне абсорбционной секции 20а, которые подлежат ректификации за счет флегмового потока 44а. Фактический результат заключается в том, что флегмовый поток 44а в способе на фиг. 1 позволяет большему количеству компонентов С2 уйти из колонны с верхним погоном деметанизатора 38 по сравнению с настоящим изобретением, что снижает как извлечение, так и эффективность извлечения компонентов в способе на фиг. 1 по сравнению с настоящим изобретением. Ключевое усовершенствование настоящего изобретения по сравнению со способом на фиг. 1 заключаются в том, что холодный поток пара верхнего погона деметанизатора 38 используют, чтобы частично охладить поток отогнанного пара 42 в теплообменнике 22, благодаря чему достаточное количество метана можно сконденсировать для использования в качестве флегмы без дополнительной значительной нагрузки на ректифицирование в абсорбционной секции 20а, обусловленной чрезмерным испарением
- 12 024075 потока 35с, что характерно для известного способа, показанного на фиг. 1.
Из сравнения флегмового потока 44 в табл. II и III для известных способов, показанных на фиг. 2 и 3 с флегмовым потоком в табл. IV для настоящего изобретения можно видеть, что настоящее изобретение позволяет получить больше флегмового потока и с лучшими характеристиками, чем в указанных известных способах. Не только количество флегмового потока больше (на 10% по сравнению со способом на фиг. 2 и на 34% по сравнению со способом на фиг. 3), но и концентрация компонентов С2+ значительно ниже (12,6% для настоящего изобретения по сравнению с 19,6% для способа на фиг. 2 и 16,9% для способа на фиг. 3). Благодаря этому флегмовый поток 44а настоящего изобретения является более эффективным для ректификации в абсорбционной секции 20а деметанизатора 20, что улучшает как извлечение, так и эффективность извлечения в настоящем изобретении по сравнению с известными способами, показанными на фиг. 2 и 3. Ключевое усовершенствование настоящего изобретения по сравнению с известными способами, показанными на фиг. 2 и 3, заключается в том, что расширенный в значительной степени конденсированный поток 35Ь (который в основном состоит из жидкого метана) является лучшей охлаждающей средой, чем поток пара верхнего погона деметанизатора 38 (который в основном состоит из паров метана), поэтому использование потока 35Ь для частичного охлаждения потока отогнанного пара 42 в теплообменнике 22 позволяет сконденсировать больше метана и использовать его в качестве флегмы в настоящем изобретении.
Другие варианты воплощения изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, как правило, выгоднее спроектировать абсорбционную (ректификационную) секцию деметанизатора с несколькими теоретическими ступенями разделения. Однако преимущества настоящего изобретения можно получить при наличии всего лишь двух теоретических ступеней разделения. Например, всю или часть подаваемой насосом конденсированной жидкости (поток 44а) из флегмового сепаратора 23, или весь или часть нагретого расширенного в значительной степени конденсированного потока 35с из теплообменника 22 можно объединить (например, в трубопроводе, который подсоединяет насос и теплообменник к деметанизатору) и при тщательном смешении пары и жидкости смешаются вместе и разделятся в соответствии с относительной летучестью различных компонентов общих объединенных потоков. Такое смешение двух потоков в сочетании с контактированием по меньшей мере с частью расширенного потока 36а, следует рассматривать в пределах цели этого изобретения, как составной элемент абсорбционной секции.
На фиг. 5-8 показаны другие варианты воплощения настоящего изобретения. На фиг. 4-6 фракционные колонны спроектированы в виде одного аппарата. На фиг. 7 и 8 показаны фракционные колоны, спроектированные в виде двух аппаратов: абсорбционная (ректификационная) колонна 27 (устройство для контактирования и разделения) и стриппинг (дистилляционная) колонна 20. В таких случаях часть отогнанного пара (поток 54) выводят из нижней секции абсорбционной колонны 27 и направляют в дефлегматор 22, чтобы получить флегму для абсорбционной колонны 27. Поток пара верхнего погона 50 из стриппинг-колонны 20 проходит в нижнюю секцию абсорбционной колонны 27 (через поток 51), чтобы вступить в контакт с флегмовым потоком 52 и нагретым расширенным в значительной степени конденсированным потоком 35с. Насос 28 используют для подачи жидкостей (81теат 47) из нижней части абсорбционной колонны 27 в верхнюю часть стриппинг-колонны 20, так что обе колонны эффективно функционируют как одна дистилляционная система. Решение о том, строить ли фракционную колонну в виде одного аппарата (например, деметанизатора 20 на фиг. 4-6) или нескольких аппаратов будет зависеть от ряда факторов, таких как размер предприятия, расстояние до производственных помещений и т.д. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать выводу потока отогнанного пара 42 на фиг. 5 и 6 из верхней зоны стриппинг-секции 20Ь в деметанизаторе 20 (поток 55). В других случаях может оказаться преимуществом вывод потока отогнанного пара 54 из нижней зоны абсорбционной секции 20а (выше точки ввода расширенного потока 36а), вывод потока отогнанного пара 55 из верхней зоны стриппингсекции 20Ь (ниже точки ввода расширенного потока 36а), объединение потоков 54 и 55 с образованием объединенного потока отогнанного пара 42 и направление объединенного потока отогнанного пара 42 в теплообменник 22 для охлаждения и частичной конденсации. Аналогично на фиг. 7 и 8 дополнительное разделительное устройство разделяет поток 50 пара верхнего погона на поток 55 отогнанного пара и поток 51 отогнанного пара так, что часть (поток 55) потока пара верхнего погона 50 из стриппинг-колонны 20 можно направить в теплообменник 22 (как вариант объединить с помощью устройства для объединения или дополнительного устройства для объединения с потоком отогнанного пара 54, выводимого из нижней секции абсорбционной колонны 27) вместе с оставшейся частью (поток 51), перетекающей в нижнюю секцию абсорбционной колонны 27.
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать смешению оставшейся части пара (поток 43) холодного потока отогнанного пара 42а с верхним погоном фракционной колонны (поток 38) и затем подачи смешанного потока в теплообменник 22, чтобы обеспечить частичное охлаждение потока отогнанного пара 42 или объединенного потока отогнанного пара 42. Это показано на фиг. 6 и 8, где смешанный поток 45, получаемый при объединении потока из флегмового сепаратора (поток 43) с верхним погоном колонны (поток 38), направляют в теплообменник 22.
- 13 024075
Как описано ранее, поток отогнанного пара 42 или объединенный поток отогнанного пара 42 частично конденсируют и полученный конденсат используют для абсорбции ценных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых компонентов из паров, поднимающихся по абсорбционной секции 20а деметанизатора 20 или по абсорбционной колонне 27. Однако настоящее изобретение не ограничивается этим вариантом воплощения изобретения. Оно может быть выгодно, например, если обрабатывать только часть этих паров таким образом, или использовать только часть конденсата в качестве абсорбента, в случаях, где другие конструкторские решения показывают, что части паров или конденсат следует направить в обход абсорбционной секции 20а деметанизатора 20 или абсорбционной колонны 27. В одних обстоятельствах может оказаться предпочтительной полная конденсация, а не частичная, потока отогнанного пара 42 или объединенного потока отогнанного пара 42 в теплообменнике 22. В других обстоятельствах может быть выгодно, чтобы поток отогнанного пара 42 был полностью потоком пара бокового погона фракционной колонны 20 или абсорбционной колонны 27, а не частью потока пара бокового погона. Следует также отметить, что, в зависимости от состава входящего газового потока, может быть выгоднее использовать внешние хладагенты, чтобы обеспечить частичное охлаждение потока отогнанного пара 42 или объединенного потока отогнанного пара 42 в теплообменнике 22. Характеристики сырьевого газа, размер предприятия, доступное оборудование или другие факторы могут указать на то, что можно исключить рабочую расширительную машину 17 или заменить ее альтернативным устройством для расширения (таким, как расширительный клапан). Хотя расширение отдельного потока изображено на примере конкретного устройства расширения, в случае необходимости можно использовать альтернативные способы расширения. Например, характеристики потока могут служить обоснованием для рабочего расширения в значительной степени конденсированной части сырьевого потока (поток 35а).
Если входящий газ является по составу бедным, то сепаратор 11 на фиг. 4 может не пригодиться. В таких случаях охлаждение сырьевого газа, осуществляемое в теплообменниках 10 и 13 на фиг. 4, можно завершить без промежуточного сепаратора, как показано на фиг. 5-8. Решение о том, охлаждать ли и сепарировать ли сырьевой газ или нет, в несколько стадий будет зависеть от обогащенности газа бензиновыми углеводородами, размера предприятия, доступного оборудования и т.д. В зависимости от количества более тяжелых углеводородов в сырьевом газе и давления сырьевого газа охлажденный поток сырьевого газа 31а, уходящий из теплообменника 10 на фиг. 4-8, и/или охлажденный поток 32а, уходящий из теплообменника 13 на фиг. 4, может не содержать какую-либо жидкость (потому что газ находится выше его точки росы, или выше его криконденбара (точки максимального давления, при которой могут сосуществовать две фазы)), в таком случае сепаратор 11, показанный на фиг. 4-8, и/или сепаратор 14, показанный на фиг. 4, не требуются.
Жидкость высокого давления (поток 37 на фиг. 4 и поток 33 на фиг. 5-8) не требуется расширять и подавать в колонну в нижнюю точку ввода питания средней части дистилляционной колонны. Вместо этого всю ее или часть можно объединить с помощью устройства для объединения с частью выходящего из сепаратора пара (поток 35 на фиг. 4 и поток 34 на фиг. 5-8), поступающего в теплообменник 15. (Такая ситуация показана на фиг. 5-8, где поток 46 обозначен пунктирной линией). Любая оставшаяся часть жидкости может быть расширена посредством подходящего устройства для расширения, такого как расширительный клапан или расширительная машина, и подана в колонну в нижнюю точку ввода питания средней части дистилляционной колонны (поток 37а на фиг. 5-8). Поток 33 на фиг. 4 и поток 37 на фиг. 4-8 также можно использовать для охлаждения входящего газа или в каком-либо теплообменнике перед или после стадии расширения перед направлением в деметанизатор.
В соответствии с настоящим изобретением можно использовать внешние хладагенты с целью дополнительного охлаждения входящего газа, охлаждаемого различными технологическими потоками, особенно в случае входящего газа, богатого летучими компонентами. Использование и распределение жидкостей, выходящих из сепаратора, и жидкостей бокового погона, выходящих из деметанизатора, для целей теплообмена и конкретное расположение теплообменников для охлаждения входящего газа необходимо оценивать для каждого конкретного применения, так же как выбор технологических потоков для конкретного вида теплообмена.
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать использованию части холодной отогнанной жидкости, покидающей абсорбционную секцию 20а или абсорбционную колонну 27 для теплообмена, как показано на примере потока 49, обозначенного пунктирной линией на фиг. 5-8. Хотя только часть жидкости из абсорбционной секции 20а или абсорбционной колонны 27 можно использовать для теплообмена без снижения уровня извлечения этана в деметанизаторе 20 или стриппинг-колонне 20, больше теплообмена можно иногда получить от этих жидкостей, чем от жидкостей из стриппинг-секции 20Ь или стриппинг-колонны 20. Это обусловлено тем, что жидкости в абсорбционной секции 20а деметанизатора 20 (или в абсорбционной колонне 27) доступны при более низком температурном уровне, чем жидкости из стриппинг-секции 20Ь (или стриппинг-колонны 20). Как показано на примере потока 53, обозначенного пунктирной линий на фиг. 5-8, в некоторых случаях может быть выгоднее разделить с помощью дополнительного разделительного устройства или добавочного разделительного устройства поток жидкости после флегмового насоса 24 (поток 44а) по меньшей мере на два потока. Часть (поток 53) можно подать в стриппинг-секцию фракционной колонны 20 (фиг. 5 и 6) или в верхнюю часть стриппинг-колонны
- 14 024075 (фиг. 7 и 8), чтобы увеличить поток жидкости в части дистилляционной системы и улучшить ректификацию и, тем самым, снизить концентрацию компонентов С2+ в потоке 42. В таких случаях остальную часть (поток 52) подают в верхнюю часть абсорбционной секции 20а (фиг. 5 и 6) или абсорбционной колонны 27 (фиг. 7 и 8).
В соответствии с настоящим изобретением разделение подачи пара можно осуществить разными путями. В способах, показанных на фиг, 4-8 разделение пара имеет место после охлаждения и отделения каких-либо жидкостей, которые могли образоваться. Однако газ высокого давления можно разделить перед любым охлаждением входящего газа или после охлаждения газа и перед любой из стадий сепарации. В некоторых вариантах воплощения изобретения эффективное разделение пара можно осуществить в сепараторе. Следует также признать, что относительное количество исходного сырьевого газа, содержащееся в каждой ветви разделенного пара, будет зависеть от нескольких факторов, включая давление газа, состав сырьевого газа, количества тепла, которое эффективно (с точки зрения экономики) можно извлечь из сырьевого газа, и доступная мощность в лошадиных силах. Повышенная подача потока в верхнюю часть колонны может повысить извлечение компонентов при одновременном снижении мощности, получаемой от расширителя, тем самым увеличивая потребность в мощности, в лошадиных силах, для повторного сжатия. Повышенная подача потока в нижнюю часть колонны снижает потребляемую мощность, в лошадиных силах, но также может снизить извлечение компонентов. Относительные расположения точек ввода питания в средней части колонны могут варьировать в зависимости от состава входящего газа или других факторов, таких как желательные уровни извлечения компонентов и количество жидкости, образующейся при охлаждении входящего газа. Кроме того, два или более потоков питания колонны или частей этих потоков, можно объединять в зависимости от относительных температур и количеств индивидуальных потоков и, объединенный поток затем подавать на питание колонны в среднюю часть колонны.
Настоящее изобретение обеспечивает повышенное извлечение компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов или компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов в расчете на количество потребляемой энергии, требуемой для осуществления способа переработки. Улучшение в потреблении энергии вспомогательными устройствами, необходимыми для осуществления деметанизации или деэтанизации, может проявляться в форме снижения потребляемой мощности для сжатия или повторного сжатия, снижения потребляемой мощности для охлаждения с помощью внешних хладагентов, снижения потребности в энергии для ребойлеров колонны или их комбинации. Хотя здесь описаны предпочтительные варианты воплощения изобретения, специалисты в этой области поймут, что возможны другие и дальнейшие модификации предлагаемого изобретения, например, адаптирование изобретения к разным условиям, типам исходного сырья или к другим требованиям без отклонения от сути настоящего изобретения.

Claims (3)

    ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
  1. (1) добавочное разделительное устройство присоединено к указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного конденсированного потока (44а) и разделения его, по меньшей мере, на первую (52) и вторую (53) части;
    (1) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного конденсированного потока (44а) и разделения его, по меньшей мере, на первую (52) и вторую (53) части;
    (1) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного конденсированного потока (44а) и разделения его, по меньшей мере, на первую (52) и вторую (53) части;
    (1) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения и адаптировано для приема первого потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства;
    (1) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема указанного потока (50) пара верхнего погона и разделения его на поток (55) отогнанного пара и дополнительный поток (51) отогнанного пара;
    (1) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанной дистилляционной колон- 22 024075 не (20) для приема указанного первого потока (50) пара верхнего погона и разделения его на поток (55) отогнанного пара и дополнительный поток (51) отогнанного пара;
    (1) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема указанного первого потока (50) пара верхнего погона и разделения его на поток (55) отогнанного пара и дополнительный поток (51) отогнанного пара;
    (1) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и адаптировано для приема первого потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (1) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и адаптировано для приема потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (1) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и адаптировано для приема потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанной дистилляционной колонны ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (1) дополнительное устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения и указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного дополнительного потока (38) пара верхнего погона и указанного потока остаточного пара (43) с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения и указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного дополнительного потока (38) пара верхнего погона и указанного потока (43) остаточного пара с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) дополнительное устройство для объединения потоков присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного потока (38) пара верхнего погона и указанного потока (43) остаточного пара с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) устройство для объединения потоков присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и указанному сепарирующему устройству (23) для приема указанного потока (38) пара верхнего погона и указанного потока (43) остаточного пара с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) разделительное устройство, присоединенное к указанному первому охлаждающему устройству (10) для приема указанного охлажденного потока (31а, 32) и разделения его на первый (34) и второй (36) потоки;
    (1) указанный конденсированный поток (44а) разделяют, по меньшей мере, на первую (52) и вторую (53) части;
    (1) указанный конденсированный поток (44а) разделяют, по меньшей мере, на первую (52) и вторую (53) части;
    (1) поток (54) отогнанного пара выводят из указанной зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства;
    (1) поток (54) отогнанного пара выводят из указанной зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (1) указанный дополнительный поток (38) пара верхнего погона объединяют с указанным потоком (43) остаточного пара с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) указанный поток (38) пара верхнего погона объединяют с указанным потоком (43) остаточного пара с образованием объединенного потока (45) пара;
    (1) указанный первый поток (34) охлаждают (15) практически до полной его конденсации (35а) и расширяют (16) до указанного более низкого давления с дальнейшим охлаждением потока (35Ь);
    1. Способ разделения газового потока (31), содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию (45е) остаточного газа и относительно менее летучую фракцию (41), содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов либо указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому:
    (a) указанный газовый поток (31) охлаждают (10) под давлением с получением охлажденного потока (31а);
    (b) указанный охлажденный поток (31а) расширяют до более низкого давления с дальнейшим охлаждением потока;
    (c) указанный более охлажденный поток направляют в дистилляционную колонну (20) и фракционируют при указанном пониженном давлении, в результате чего компоненты указанной относительно менее летучей фракции (41) извлекаются, отличающийся тем, что после охлаждения (10) указанный охлажденный поток (31а, 32) разделяют на первый (34) и второй (36) потоки:
  2. (2) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному добавочному разделительному устройству и адаптировано для приема указанной первой части (52) на указанную верхнюю точку ввода питания устройства;
    (2) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптировано для приема указанной первой части (52) в указанную верхнюю точку ввода питания устройства;
    (3) указанная дистилляционная колонна (20) присоединена к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптирована для приема указанной второй части (53) в верхнюю точку ввода питания колоны.
    35. Установка по пп.29-31 или 32, отличающаяся тем, что:
    (2) указанная дистилляционная колонна (20) присоединена к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптирована для приема указанной первой части (52) в указанную верхнюю точку ввода питания;
    (3) указанная дистилляционная колонна (20) далее присоединена к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптирована для приема указанной второй части (53) во вторую точку ввода питания в средней части колонны, расположенной ниже указанной точки (36а) ввода питания
    - 23 024075 средней части колонны.
    34. Установка по пп.18-20, 23 или 24, отличающаяся тем, что:
    (2) дополнительное разделительное устройство присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема указанного потока (50) пара верхнего погона и разделения его на поток (55) отогнанного пара и дополнительный поток (51) отогнанного пара;
    (3) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптировано для приема указанного дополнительного потока (51) отогнанного пара в указанную вторую нижнюю точку ввода питания устройства;
    (4) добавочное устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному разделительному устройству для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (5) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному добавочному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    33. Установка по пп.15-17, 21, 22, 25-27 или 28, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному второму разделительному устройству и адаптировано для приема указанного дополнительного потока (51) отогнанного пара в указанную вторую нижнюю точку ввода питания устройства;
    (3) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения и адаптировано для приема потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства;
    (4) дополнительное устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному разделительному устройству для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (5) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному дополнительному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    32. Установка по п.24, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптировано для приема указанного дополнительного потока (51) отогнанного пара в указанную вторую нижнюю точку ввода питания устройства;
    (3) указанное устройство для вывода пара присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения и адаптировано для приема потока (54) отогнанного пара из указанной зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства;
    (4) устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному разделительному устройству для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного третьего потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (5) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    31. Установка по п.20 или 23, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное устройство (27) для контактирования и разделения присоединено к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптировано для приема указанного дополнительного потока (51) отогнанного пара на указанную вторую нижнюю точку ввода питания устройства;
    (3) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному дополнительному разделительному устройству и адаптировано для приема указанного потока отогнанного пара (55, 42).
    30. Установка по п.18 или 19, отличающаяся тем, что:
    (2) дополнительное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема потока (55) отогнанного пара из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (3) дополнительное устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному устройству для вывода пара для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (4) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному дополнительному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    29. Установка по пп.18-20, 23 или 24, отличающаяся тем, что:
    (2) дополнительно устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема потока (55) отогнанного пара из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (3) добавочное устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному устройству для вывода пара для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (4) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному добавочному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    28. Установка по п.21, отличающаяся тем, что:
    (2) дополнительное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для приема потока (55) отогнанного пара из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной точки (36а) ввода питания в средней части колонны;
    (3) устройство для объединения потоков присоединено к указанному устройству для вывода пара и указанному дополнительному устройству для вывода пара для приема указанного потока (54) отогнанного пара и указанного потока (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара;
    (4) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному устройству для объединения потоков и адаптировано для приема указанного потока (42) отогнанного пара.
    27. Установка по п.17 или 22, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное теплообменное устройство (22) адаптировано для приема указанного объединенного
    - 21 024075 потока (45) пара из указанного дополнительного устройства для объединения потоков и направления его для обмена теплом с указанным потоком (54, 42) отогнанного пара, при этом осуществляя нагрев указанного объединенного потока (45) пара и обеспечивая по меньшей мере часть указанного охлаждения для указанного потока (42) отогнанного пара и затем выгрузку по меньшей мере части указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (46ί) остаточного газа.
    25. Установка по пп.15-17, 21 или 22, отличающаяся тем, что указанное устройство для вывода пара присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) и адаптировано для приема указанного потока (55) отогнанного пара из зоны указанной дистилляционной колонны ниже указанной точки (36а) ввода питания в средней части колонны.
    26. Установка по п.15 или 16, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное теплообменное устройство (22) адаптировано для приема указанного объединенного потока (45) пара из указанного устройства для объединения потоков и направления его для обмена теплом с указанным потоком (54, 42) отогнанного пара, при этом осуществляя нагрев указанного объединенного потока (45) пара и обеспечивая по меньшей мере часть указанного охлаждения для указанного потока (42) отогнанного пара и затем выгрузку по меньшей мере части указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (46Г) остаточного газа.
    24. Установка по п.20, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное теплообменное устройство (22) адаптировано для приема указанного объединенного потока (45) пара из указанного дополнительного устройства для объединения потоков и направления его для обмена теплом с указанным потоком (42) отогнанного пара, при этом осуществляя нагрев указанного объединенного потока (45) пара и обеспечивая по меньшей мере часть указанного охлаждения для указанного потока (42) отогнанного пара и затем выгрузку по меньшей мере части указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (46ί) остаточного газа.
    23. Установка по п.18 или 19, отличающаяся тем, что:
    (2) указанное теплообменное устройство (22) адаптировано для приема указанного объединенного потока (45) пара из указанного дополнительного устройства для объединения потоков и направления его для обмена теплом с указанным потоком (42) отогнанного пара, при этом осуществляя нагрев указанного объединенного потока (45) пара и обеспечивая по меньшей мере часть указанного охлаждения для указанного потока (42) отогнанного пара и затем выгрузку по меньшей мере части указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (46ί) остаточного газа.
    22. Установка по п.17, отличающаяся тем, что:
    (2) второе охлаждающее устройство (15), присоединенное к указанному разделительному устройству для приема указанного первого потока (34, 35) и охлаждения его достаточно, чтобы в значительной степени сконденсировать его (35а);
    (3) второе расширительное устройство (16), присоединенное к указанному второму охлаждающему устройству для приема указанного в значительной степени конденсированного первого потока (35а) и расширения его до указанного более низкого давления (35Ь);
    (4) теплообменное устройство (22), присоединенное к указанному второму расширительному устройству (16) для приема указанного расширенного охлажденного первого потока (35Ь) и нагрева его, причем указанное теплообменное устройство (22) присоединено далее к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи указанного нагретого расширенного первого потока (35с) в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны;
    (5) указанное первое расширительное устройство (17), присоединенное к указанному разделительному устройству для приема указанного второго потока (36) и расширения его до указанного более низкого давления (36а), причем указанное первое расширительное устройство (17) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи указанного расширенного второго потока (36а) в указанную дистилляционную колонну (20) в точку ввода питания средней части колонны, расположенную ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны;
    - 18 024075 (6) указанное теплообменное устройство (22), далее присоединенное к указанной дистилляционной колонне (20) для приема по меньшей мере части указанного потока (38) пара верхнего погона, отделяемого в ней, нагрева его и затем выгрузки по меньшей мере части указанного нагретого потока (38а) пара верхнего погона как указанную летучую фракцию (45е) остаточного газа;
    (7) устройство для вывода пара, присоединенное к указанной дистилляционной колонне для приема потока (54, 42) отогнанного пара из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (8) указанное теплообменное устройство (22), далее присоединенное к указанному устройству для вывода пара для приема указанного потока (42) отогнанного пара и охлаждения его в достаточной мере, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев на стадиях (4) и (6) способа по п.1;
    (9) сепарирующее устройство (23), присоединенное к указанному теплообменному устройству (22) для приема указанного частично конденсированного потока (42а) отогнанного пара и разделения его на поток (43) остаточного пара и конденсированный поток (44), причем сепарирующее устройство (23) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи по меньшей мере части (52) указанного конденсированного потока (44а) в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку ввода питания;
    (10) средства управления, адаптированные для регулирования количества и температуры указанных потоков (35с, 36а, 52), входящих в указанную дистилляционную колонну (20) для поддержки температуры в верхней части указанной дистилляционной колонны такой, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (41).
    16. Установка по п.15, в которой:
    (a) указанное первое охлаждающее устройство (10) приспособлено для охлаждения указанного газового потока (31) под давлением в достаточной мере, чтобы частично сконденсировать его (31а);
    (b) дополнительное сепарирующее устройство (11) присоединено к указанному первому охлаждающему устройству (10) для приема указанного частично конденсированного газового потока (31а) и разделения его на поток (32) пара и по меньшей мере один поток (33) жидкости;
    (c) указанное разделительное устройство присоединено к указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема указанного потока (32) пара и разделения его на указанный первый (34) и второй (36) потоки;
    (б) третье расширительное устройство (12) присоединено к указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема по меньшей мере части (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости и расширения его до указанного более низкого давления, причем третье расширительное устройство (12) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи указанной расширенной по меньшей мере части указанного по меньшей мере одного потока (37а) жидкости в указанную дистилляционную колонну (20) в нижнюю точку ввода питания в средней части колонны, расположенную ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны.
    17. Установка по п.16, в которой:
    (a) устройство для объединения потоков присоединено к указанному разделительному устройству и указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема указанного первого потока (34) и по меньшей мере части (46) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости с образованием объединенного потока (35);
    (b) указанное второе охлаждающее устройство (15) присоединено к указанному устройству для объединения потоков для приема указанного объединенного потока (35) и охлаждения его достаточно, чтобы в значительной степени сконденсировать его (35а);
    (c) указанное второе расширительное устройство (16) присоединено к указанному второму охлаждающему устройству (15) для приема указанного в значительной степени конденсированного объединенного потока (35а) и расширения его до указанного пониженного давления;
    (б) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному второму расширительному устройству (16) для приема указанного расширенного охлажденного объединенного потока (35Ь) и нагрева его, причем указанное теплообменное устройство (22) присоединено далее к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи нагретого расширенного объединенного потока (35с) в указанную дистилляционную колонну (20) в указанную верхнюю точку ввода питания в средней части колонны;
    (е) указанное третье (12) расширительное устройство присоединено к дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема какой-либо оставшейся части (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости и расширения его до указанного более низкого давления, причем указанное третье расширительное устройство (12) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20), чтобы подавать указанную расширенную какую-либо оставшуюся часть указанного по меньшей мере одного потока (37а) жидкости в указанную дистилляционную колонну (20) в указанную нижнюю точку ввода питания в средней части колонны, расположенную ниже точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    - 19 024075 (ί) указанное теплообменное устройство (22) далее присоединено к указанному устройству для вывода пара для приема указанного потока (42) отогнанного пара и охлаждения его в достаточной мере, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев на стадиях (4) способа по п.1 и (Ь) способа по п.3.
    18. Установка по п.15, в которой:
    (a) указанное теплообменное устройство (22) далее присоединено к устройству (27) для контактирования и разделения для подачи указанного нагретого расширенного первого потока (35с) в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в точку ввода питания в средней части устройства, причем указанное устройство для контактирования и разделения адаптировано для производства дополнительного потока (38) пара верхнего погона и потока (47) кубовой жидкости;
    (b) указанное первое расширительное устройство (17) далее присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для подачи указанного расширенного второго потока (36а) в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в первую нижнюю точку ввода питания, расположенную ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства;
    (c) указанная дистилляционная колонна (20) присоединена к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для приема по меньшей мере части указанного потока (47а, 48) кубовой жидкости;
    (ά) указанная дистилляционная колонна (20) присоединена к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для обеспечения по меньшей мере части (51) указанного потока (50) пара верхнего погона на вторую нижнюю точку ввода питания устройства, расположенную ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства;
    (е) указанное теплообменное устройство (22) далее присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для приема по меньшей мере части указанного дополнительного потока (38) пара верхнего погона, отделяемого в ней, нагрева его и затем выгрузки по меньшей мере части указанного нагретого дополнительного потока (38а) пара верхнего погона как указанную летучую фракцию (45е) остаточного газа;
    (ί) устройство для вывода пара присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для приема указанного потока (54) отогнанного пара из зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания в средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства;
    (д) указанное теплообменное устройство (22) далее присоединено к указанному устройству для вывода пара для приема указанного потока (54, 42) отогнанного пара и охлаждения его в достаточной мере, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев на стадиях (2) способа по п.1 и (ά) способа по п.4;
    (й) указанное сепарирующее устройство (23) далее присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для подачи по меньшей мере части (52) указанного конденсированного потока (44, 44а) в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в верхнюю точку ввода питания;
    (ί) указанные средства управления адаптированы для регулирования количества и температуры указанных потоков (35с, 36а, 51, 52), входящих в указанное устройство (27) для контактирования и разделения для поддержки температуры в верхней части указанного устройства (27) для контактирования и разделения, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (41).
    19. Установка по п.18, в которой:
    (a) указанное первое (11) охлаждающее устройство приспособлено для охлаждения указанного газового потока (31) под давлением в достаточной мере, чтобы частично сконденсировать его (31а);
    (b) дополнительное сепарирующее устройство (11) присоединено к указанному первому охлаждающему устройству (10) для приема указанного частично конденсированного газового потока (31а) и разделения его на поток (32) пара и по меньшей мере один поток (33) жидкости;
    (c) указанное разделительное устройство присоединено к указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема указанного потока (32) пара и разделения его на указанные первый (34) и второй (36) потоки;
    (ά) третье расширительное устройство (12) присоединено к указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема по меньшей мере части (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости и расширения его до указанного более низкого давления (37а), причем третье расширительное устройство (12) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи указанной расширенной по меньшей мере части указанного по меньшей мере одного потока (37а) жидкости в указанную дистилляционную колонну в точку ввода питания средней части колонны.
    20. Установка по п.19, в которой:
    (ί) устройство для объединения потоков присоединено к указанному разделительному устройству и указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема указанного первого потока (34) и по меньшей мере части (46) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости с образова- 20 024075 нием объединенного потока (35);
    (ίί) указанное второе охлаждающее устройство (15) присоединено к указанному устройству для объединения потоков для приема указанного объединенного потока (35) и охлаждения его достаточно, чтобы в значительной степени сконденсировать его (35а);
    (ίίί) указанное второе расширительное устройство (16) присоединено к указанному второму охлаждающему устройству (15) для приема указанного в значительной степени конденсированного объединенного потока (35а) и расширения его до указанного пониженного давления (35Ь);
    (ίν) указанное теплообменное устройство (22) присоединено к указанному второму расширительному устройству (16) для приема указанного расширенного охлажденного объединенного потока (35Ь) и нагрева его, причем указанное теплообменное устройство далее присоединено к указанному устройству (27) для контактирования и разделения для подачи указанного нагретого расширенного объединенного поток (35с) в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в указанную точку ввода питания в средней части устройства;
    (ν) указанное третье расширительное устройство (12) присоединено к указанному дополнительному сепарирующему устройству (11) для приема какой-либо оставшейся части (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости и расширения его до указанного более низкого давления, причем третье расширительное устройство (12) далее присоединено к указанной дистилляционной колонне (20) для подачи указанной расширенной какой-либо оставшейся части указанного по меньшей мере одного потока (37а) жидкости в указанную дистилляционную колонну (20) в точку ввода питания средней части колонны;
    (νί) указанное теплообменное устройство (22) далее присоединено к указанному устройству для вывода пара для приема указанного потока (54, 42) отогнанного пара и охлаждения его в достаточной мере, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев на стадиях (ά) способа по п.4 и (ίί) способа по п.6.
    21. Установка по п.15 или 16, отличающаяся тем, что:
    (2) указанную первую часть (52) подают в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в указанную верхнюю точку ввода питания;
    (3) указанную вторую часть (53) подают в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку ввода питания.
    15. Установка для осуществления способа по п.1 разделения газового потока (31), содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию (45е) остаточного газа и относительно менее летучую фракцию (41), содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, либо указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, включающая:
    а) первое охлаждающее устройство (10) для охлаждения указанного газового потока (31) под давлением, присоединенное для обеспечения охлажденного газового потока (31а) под давлением;
    б) первое расширительное устройство (17), присоединенное для приема по меньшей мере части указанного охлажденного потока под давлением и расширения его до более низкого давления, в результате чего происходит дальнейшее охлаждение указанного потока;
    в) дистилляционную колонну (20), присоединенную для приема указанного более охлажденного потока, причем указанная дистилляционная колонна приспособлена для разделения указанного более охлажденного потока на поток пара верхнего погона и указанную относительно менее летучую фракцию (41);
    отличающаяся тем, что содержит:
    (2) указанную первую часть (52) подают в указанную дистилляционную колонну (20) в указанную верхнюю точку ввода питания;
    (3) указанную вторую часть (53) подают в указанную дистилляционную колонну (20) во вторую точку (53) питания средней части колонны, расположенную ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны.
    14. Способ по пп.4-6, 8, 11 или 12, отличающийся тем, что:
    (2) указанный поток (50) пара верхнего погона разделяют на дополнительный поток (51) отогнанного пара и поток (55) отогнанного пара, после чего дополнительный поток (51) отогнанного пара подают в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в указанную вторую нижнюю точку (51) ввода питания устройства;
    (3) указанный поток (54) отогнанного пара объединяют с указанным потоком (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара.
    13. Способ по пп.1-3, 7, 9 или 10, отличающийся тем, что:
    (2) поток (55) отогнанного пара выводят из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (3) указанный поток (54) отогнанного пара объединяют с потоком (55) отогнанного пара с образованием указанного потока (42) отогнанного пара.
    11. Способ по пп.4-6 или 8, отличающийся тем, что указанный поток (50) пара верхнего погона разделяют на поток (55, 42) отогнанного пара и дополнительный поток (51) отогнанного пара, после чего
    - 17 024075 указанный дополнительный поток (51) отогнанного пара подают в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в указанную вторую нижнюю точку (51) ввода питания колонны.
    12. Способ по пп.4-6 или 8, отличающийся тем, что:
    (2) указанный объединенный поток (45) пара направляют в теплообменник для обмена теплом (22) с указанным потоком (42) отогнанного пара и нагревают, при этом осуществляя, по меньшей мере, частично указанное охлаждение (22) указанного потока (42) отогнанного пара, затем выгружают по меньшей мере часть указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (45ί) остаточного газа.
    9. Способ по пп.1-3, 7, отличающийся тем, что указанный поток (55, 42) отогнанного пара выводят из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ниже указанной точки (36а) ввода питания в средней части колонны.
    10. Способ по пп.1-3, 7, отличающийся тем, что:
    (2) указанный объединенный поток (45) пара направляют в теплообменник (22) для обмена теплом с указанным потоком (42) отогнанного пара и нагревают, при этом осуществляя, по меньшей мере, частично указанное охлаждение (22) указанного потока (42) отогнанного пара, затем выгружают по меньшей мере часть указанного нагретого объединенного потока (45а) пара как указанную летучую фракцию (45ί) остаточного газа.
    8. Способ по пп.4, 5 или 6, отличающийся тем, что:
    2. Способ по п.1, при котором указанный газовый поток (31) охлаждают (10) достаточно, чтобы частично сконденсировать его (31а):
    (a) указанный частично конденсированный газовый поток (31а) разделяют (11), чтобы получить поток (32) пара и по меньшей мере один поток (33) жидкости;
    (b) указанный поток пара (32) затем разделяют на первый (34) и второй (36) потоки;
    (c) по меньшей мере часть (37) по меньшей мере одного потока (33) жидкости расширяют (12) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в нижнюю точку (37а) ввода питания в средней части колонны, расположенную ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны.
    3. Способ по п.2, при котором:
    (a) указанный первый поток (34) объединяют по меньшей мере с частью (46) указанного по меньшей мере одного потока жидкости (33) с образованием объединенного потока (35), после чего указанный объединенный поток (35) охлаждают (15), чтобы сконденсировать его весь (35а) в значительной степени, и после этого расширяют (16) до указанного пониженного давления, в результате чего происходит его дальнейшее охлаждение;
    (b) указанный расширенный охлажденный объединенный поток (35Ь) нагревают (22) и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку (35с) ввода питания в средней части колонны;
    (c) какую-либо оставшуюся часть (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости расширяют (12) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в указанную нижнюю точку (37а) ввода питания в средней части колонны, расположенную ниже указанной точки (36а) ввода питания средней части колонны;
    (й) указанный поток (42) отогнанного пара направляют в теплообменник для обмена теплом (22) с указанным расширенным охлажденным объединенным потоком (35Ь) и указанным потоком (38) пара верхнего погона, при этом указанный поток (42) отогнанного пара охлаждается (22) достаточно, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), с образованием указанного потока (43) остаточного пара и указанного конденсированного потока (44), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев (22) на стадиях (4) способа по п.1 и (Ь) способа по данному пункту.
    4. Способ по п.1, при котором:
    (a) указанный расширенный охлажденный первый поток (35Ь) нагревают (22), после чего подают в точку (35с) ввода питания средней части устройства (27) для контактирования и разделения, в котором образуется дополнительный поток (38) пара верхнего погона и поток (47) кубовой жидкости, после чего указанный поток (47а, 48) кубовой жидкости подают в указанную дистилляционную колонну (20);
    (b) указанный второй поток (36) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в первую нижнюю точку (36а) ввода питания устройства, расположенную ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства;
    (c) поток (50) пара верхнего погона выводят из верхней зоны указанной дистилляционной колонны (20) и подают в указанное устройство (27) для контактирования и разделения во вторую нижнюю точку (51) ввода питания устройства, расположенную ниже указанной точки (35с) ввода питания средней части устройства;
    (й) указанный дополнительный поток (38) пара верхнего погона нагревают (22), после чего выгружают по меньшей мере часть указанного нагретого дополнительного потока (38а) пара верхнего погона как указанную летучую фракцию (45е) остаточного газа;
    (е) указанный поток (54) отогнанного пара выводят из зоны указанного устройства (27) для контактирования и разделения ниже указанной точки (35с) ввода питания в средней части устройства и выше указанных первой (36а) и второй (51) нижних точек ввода питания устройства и направляют (42) в теплообменник (22) для обмена теплом с указанным расширенным охлажденным первым потоком (35Ь) и указанным дополнительным потоком (38) пара верхнего погона, при этом указанный поток (42) отогнанного пара охлаждается (22) достаточно, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), с образованием указанного потока (43) остаточного пара и указанного конденсированного потока (44), при
    - 16 024075 этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев (22) на стадиях (а) и (й) способа по п.4;
    (£) по меньшей мере часть (52) указанного конденсированного потока (44а) направляют в указанное устройство (27) для контактирования и разделения в верхнюю точку ввода питания;
    (д) количества и температуры указанных потоков (35с, 36а, 51, 52), входящих в указанное устройство (27) для контактирования и разделения, являются достаточно эффективными для поддержания температуры верхней части указанного устройства (27) для контактирования и разделения такой, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (41).
    5. Способ п.4, при котором указанный газовый поток (31) охлаждают достаточно, чтобы частично сконденсировать его (31а):
    (a) указанный частично конденсированный газовый поток (31а) разделяют (11), чтобы получить поток (32) пара и по меньшей мере один поток (33) жидкости;
    (b) указанный поток (32) пара затем разделяют на указанный первый (34) и второй (36) потоки;
    (c) по меньшей мере часть (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости расширяют (12) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в точку (37а) ввода питания средней части колонны.
    6. Способ по п.5, при котором:
    (ί) указанный первый поток (34) объединяют по меньшей мере с частью (46) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости с образованием объединенного потока (35), после чего указанный объединенный поток (35) охлаждают (15), чтобы сконденсировать его весь (35а) в значительной степени, и затем расширяют (16) до указанного пониженного давления, в результате чего происходит его дальнейшее охлаждение;
    (ίί) указанный расширенный охлажденный объединенный поток (35Ь) нагревают (22), после чего подают в упомянутую точку (35с) ввода питания в средней части упомянутого устройства (27) для контактирования и разделения;
    (ш) какую-либо оставшуюся часть (37) указанного по меньшей мере одного потока (33) жидкости расширяют (12) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в упомянутую точку (37а) ввода питания средней части колонны;
    (ίν) указанный поток (42) отогнанного пара направляют в теплообменник (22) для обмена теплом с указанным расширенным охлажденным объединенным потоком (35Ь) и указанным дополнительным потоком (38) пара верхнего погона, при этом указанный поток (42) отогнанного пара охлаждается достаточно, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его (42а), с образованием указанного потока (43) остаточного пара и указанного конденсированного потока (44), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев (22) на стадиях (й) способа по п.4 и (ίί) способа по данному пункту.
    7. Способ по пп.1, 2 или 3, отличающийся тем, что:
    (2) указанный расширенный охлажденный первый поток (35Ь) нагревают (22) и затем подают в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку (35с) ввода питания в средней части колонны;
    (3) указанный второй поток (36) расширяют (17) до указанного более низкого давления и подают в указанную дистилляционную колонну (20) в точку (36а) ввода питания в средней части колонны, расположенную ниже указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны;
    (4) поток (38) пара верхнего погона выводят из верхней зоны указанной дистилляционной колонны (20) и нагревают (22), после чего выгружают по меньшей мере часть указанного нагретого потока пара (38а) верхнего погона как указанную летучую фракцию (45е) остаточного газа;
    (5) поток (54, 42) отогнанного пара выводят из зоны указанной дистилляционной колонны (20) ни- 15 024075 же указанной верхней точки (35с) ввода питания в средней части колонны и выше указанной точки (36а) ввода питания в средней части колонны и направляют в теплообменник для обмена теплом (22) с указанным расширенным охлажденным первым потоком (35Ь) и указанным потоком (38) пара верхнего погона, при этом указанный поток (42) отогнанного пара охлаждается (22) достаточно для конденсации по меньшей мере его части (42а) с образованием потока (43) остаточного пара и конденсированного потока (44), при этом осуществляя, по меньшей мере, частичный нагрев (22) на стадиях (2) и (4) способа по п.1;
    (6) по меньшей мере часть (52) указанного конденсированного потока (44а) направляют в указанную дистилляционную колонну (20) в верхнюю точку ввода питания;
    (7) количества и температуры указанных потоков (35с, 36а, 52), входящих в указанную дистилляционную колонну (20), являются достаточно эффективными для поддержания температуры верхней части указанной дистилляционной колонны такой, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (41).
  3. (3) указанная дистилляционная колонна (20) присоединена к указанному добавочному разделительному устройству и адаптирована для приема указанной второй части (53) на верхнюю точку ввода питания колонны.
EA201200520A 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа EA024075B1 (ru)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US24418109P 2009-09-21 2009-09-21
US34615010P 2010-05-19 2010-05-19
US35104510P 2010-06-03 2010-06-03
US12/869,007 US9476639B2 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US12/868,993 US20110067441A1 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon Gas Processing
US12/869,139 US20110067443A1 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon Gas Processing
PCT/US2010/046953 WO2011034709A1 (en) 2009-09-21 2010-08-27 Hydrocarbon gas processing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201200520A1 EA201200520A1 (ru) 2012-09-28
EA024075B1 true EA024075B1 (ru) 2016-08-31

Family

ID=43755438

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200524A EA021947B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа
EA201200520A EA024075B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа
EA201200521A EA028835B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200524A EA021947B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200521A EA028835B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа

Country Status (22)

Country Link
US (4) US9476639B2 (ru)
EP (3) EP2480846A1 (ru)
JP (3) JP5793145B2 (ru)
KR (3) KR20120072373A (ru)
CN (3) CN102498359B (ru)
AR (2) AR078402A1 (ru)
AU (3) AU2010295869B2 (ru)
BR (3) BR112012006219A2 (ru)
CA (3) CA2772972C (ru)
CL (3) CL2012000687A1 (ru)
CO (3) CO6531455A2 (ru)
EA (3) EA021947B1 (ru)
EG (2) EG26970A (ru)
MX (3) MX2012002969A (ru)
MY (3) MY163645A (ru)
NZ (3) NZ599335A (ru)
PE (3) PE20121422A1 (ru)
SA (3) SA110310705B1 (ru)
SG (3) SG178989A1 (ru)
TW (3) TWI477595B (ru)
WO (3) WO2011049672A1 (ru)
ZA (2) ZA201202633B (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2726328C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации природного газа по технологии нтдр (варианты)
RU2726329C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка нтдр для деэтанизации природного газа (варианты)

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2543195C (en) * 2003-10-30 2009-02-10 Fluor Technologies Corporation Flexible ngl process and methods
US7777088B2 (en) 2007-01-10 2010-08-17 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide fractionalization process
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US9476639B2 (en) * 2009-09-21 2016-10-25 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8667812B2 (en) 2010-06-03 2014-03-11 Ordoff Engineers, Ltd. Hydrocabon gas processing
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US9946986B1 (en) 2011-10-26 2018-04-17 QRI Group, LLC Petroleum reservoir operation using geotechnical analysis
US9767421B2 (en) 2011-10-26 2017-09-19 QRI Group, LLC Determining and considering petroleum reservoir reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US20130110474A1 (en) 2011-10-26 2013-05-02 Nansen G. Saleri Determining and considering a premium related to petroleum reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US10508520B2 (en) 2011-10-26 2019-12-17 QRI Group, LLC Systems and methods for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
US9710766B2 (en) * 2011-10-26 2017-07-18 QRI Group, LLC Identifying field development opportunities for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
KR101368797B1 (ko) * 2012-04-03 2014-03-03 삼성중공업 주식회사 천연가스 분별증류 장치
CA2790961C (en) * 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
CA2813260C (en) * 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
CA2923447C (en) 2013-09-11 2022-05-31 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
EP3044528A1 (en) 2013-09-11 2016-07-20 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
RU2674807C2 (ru) * 2013-09-11 2018-12-13 Ортлофф Инджинирс, Лтд. Обработка газообразных углеводородов
WO2015103403A1 (en) * 2014-01-02 2015-07-09 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
US9945703B2 (en) 2014-05-30 2018-04-17 QRI Group, LLC Multi-tank material balance model
CA2958091C (en) 2014-08-15 2021-05-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
US10508532B1 (en) 2014-08-27 2019-12-17 QRI Group, LLC Efficient recovery of petroleum from reservoir and optimized well design and operation through well-based production and automated decline curve analysis
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
EP3201549B1 (en) * 2014-09-30 2019-11-27 Dow Global Technologies LLC Process for increasing ethylene and propylene yield from a propylene plant
EP3029019B1 (de) * 2014-12-05 2017-10-04 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen
CN106278782A (zh) * 2015-05-29 2017-01-04 汪上晓 碳五产物分离装置
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
FR3042983B1 (fr) * 2015-11-03 2017-10-27 Air Liquide Reflux de colonnes de demethanisation
FR3042984B1 (fr) * 2015-11-03 2019-07-19 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Optimisation d’un procede de deazotation d’un courant de gaz naturel
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US10458207B1 (en) 2016-06-09 2019-10-29 QRI Group, LLC Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization
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
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11402155B2 (en) * 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
WO2018049128A1 (en) * 2016-09-09 2018-03-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting ngl plant for high ethane recovery
GB2556878A (en) * 2016-11-18 2018-06-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Hydrocarbon separation process and apparatus
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
CN108883343A (zh) * 2017-07-26 2018-11-23 深圳市宏事达能源科技有限公司 一种气体分馏装置
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
US11320196B2 (en) 2017-12-15 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Process integration for natural gas liquid recovery
US11466554B2 (en) 2018-03-20 2022-10-11 QRI Group, LLC Data-driven methods and systems for improving oil and gas drilling and completion processes
US11506052B1 (en) 2018-06-26 2022-11-22 QRI Group, LLC Framework and interface for assessing reservoir management competency
US11015865B2 (en) * 2018-08-27 2021-05-25 Bcck Holding Company System and method for natural gas liquid production with flexible ethane recovery or rejection
CA3132386A1 (en) 2019-03-11 2020-09-17 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
CN110746259B (zh) * 2019-08-24 2020-10-02 西南石油大学 一种带闪蒸分离器的富气乙烷回收方法
US11643604B2 (en) 2019-10-18 2023-05-09 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
AR121085A1 (es) * 2020-01-24 2022-04-13 Lummus Technology Inc Proceso de recuperación de hidrocarburos a partir de corrientes de reflujo múltiples

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7191617B2 (en) * 2003-02-25 2007-03-20 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20080190136A1 (en) * 2007-02-09 2008-08-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20090100862A1 (en) * 2007-10-18 2009-04-23 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (52)

* 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
NL240371A (ru) * 1958-06-23
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
US3837172A (en) * 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
GB1475475A (en) 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
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
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
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
US4854955A (en) 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4869740A (en) * 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4889545A (en) 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
US5275005A (en) * 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
US5568737A (en) 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
WO1996040604A1 (en) * 1995-06-07 1996-12-19 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
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
US5634356A (en) * 1995-11-28 1997-06-03 Air Products And Chemicals, Inc. Process for introducing a multicomponent liquid feed stream at pressure P2 into a distillation column operating at lower pressure P1
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
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
AU9491401A (en) 2000-10-02 2002-04-15 Elcor Corp 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
UA76750C2 (ru) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US7069743B2 (en) * 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6907752B2 (en) * 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
MXPA06011644A (es) * 2004-04-26 2007-01-23 Ortloff Engineers Ltd Licuefaccion de gas natural.
JP4447639B2 (ja) 2004-07-01 2010-04-07 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
US7219513B1 (en) 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
US7631516B2 (en) * 2006-06-02 2009-12-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US9939195B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-10 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9933207B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) * 2009-02-17 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
CN102317725B (zh) * 2009-02-17 2014-07-02 奥特洛夫工程有限公司 烃气体加工
US8881549B2 (en) * 2009-02-17 2014-11-11 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US9476639B2 (en) * 2009-09-21 2016-10-25 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US7191617B2 (en) * 2003-02-25 2007-03-20 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20080190136A1 (en) * 2007-02-09 2008-08-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US20090100862A1 (en) * 2007-10-18 2009-04-23 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2726328C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации природного газа по технологии нтдр (варианты)
RU2726329C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка нтдр для деэтанизации природного газа (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
US20110067441A1 (en) 2011-03-24
JP2013505422A (ja) 2013-02-14
TW201127471A (en) 2011-08-16
CA2772972C (en) 2016-03-15
CL2012000706A1 (es) 2012-08-24
MY161462A (en) 2017-04-14
CO6531456A2 (es) 2012-09-28
JP5793144B2 (ja) 2015-10-14
KR20120072373A (ko) 2012-07-03
CN102498360B (zh) 2015-02-18
TW201111725A (en) 2011-04-01
CO6531461A2 (es) 2012-09-28
TW201127945A (en) 2011-08-16
SG178989A1 (en) 2012-04-27
AU2010295869B2 (en) 2015-07-09
CN102498359B (zh) 2014-09-17
EA201200524A1 (ru) 2012-09-28
NZ599333A (en) 2014-05-30
JP5850838B2 (ja) 2016-02-03
CN102575898A (zh) 2012-07-11
EA028835B1 (ru) 2018-01-31
BR112012006219A2 (pt) 2017-06-06
EP2480845A1 (en) 2012-08-01
CA2772972A1 (en) 2011-03-24
CL2012000700A1 (es) 2012-08-24
MX2012002969A (es) 2012-08-08
EG26970A (en) 2015-02-23
MX348674B (es) 2017-06-23
EA201200521A1 (ru) 2012-09-28
CA2773157A1 (en) 2011-04-28
PE20121421A1 (es) 2012-10-26
AU2010295870A1 (en) 2012-05-17
MY163645A (en) 2017-10-13
AU2010295869A1 (en) 2012-05-17
SA110310705B1 (ar) 2014-10-16
SG178933A1 (en) 2012-04-27
JP5793145B2 (ja) 2015-10-14
EG27017A (en) 2015-04-01
PE20121422A1 (es) 2012-10-26
BR112012006277A2 (pt) 2017-05-23
EA201200520A1 (ru) 2012-09-28
SA110310707B1 (ar) 2014-10-21
AU2010308519B2 (en) 2015-05-07
PE20121420A1 (es) 2012-10-26
AR078401A1 (es) 2011-11-02
KR101619568B1 (ko) 2016-05-10
KR20120069732A (ko) 2012-06-28
US20110067442A1 (en) 2011-03-24
US20160377341A1 (en) 2016-12-29
WO2011034709A1 (en) 2011-03-24
CN102575898B (zh) 2015-01-07
ZA201202633B (en) 2012-12-27
US20110067443A1 (en) 2011-03-24
KR20120069729A (ko) 2012-06-28
SA110310706B1 (ar) 2014-10-16
WO2011049672A1 (en) 2011-04-28
AU2010308519A1 (en) 2012-05-17
NZ599335A (en) 2014-05-30
CN102498360A (zh) 2012-06-13
MX351303B (es) 2017-10-10
MX2012002971A (es) 2012-09-12
SG178603A1 (en) 2012-04-27
JP2013505239A (ja) 2013-02-14
BR112012006279A2 (pt) 2017-05-23
JP2013505421A (ja) 2013-02-14
CN102498359A (zh) 2012-06-13
US9476639B2 (en) 2016-10-25
EP2480846A1 (en) 2012-08-01
CL2012000687A1 (es) 2012-08-24
EA021947B1 (ru) 2015-10-30
MY163891A (en) 2017-11-15
MX2012002970A (es) 2012-09-12
CA2773157C (en) 2016-06-14
EP2480847A4 (en) 2018-07-18
CA2773211C (en) 2018-10-30
AR078402A1 (es) 2011-11-02
EP2480847A1 (en) 2012-08-01
ZA201202696B (en) 2012-12-27
CO6531455A2 (es) 2012-09-28
CA2773211A1 (en) 2011-03-24
WO2011034710A1 (en) 2011-03-24
NZ599331A (en) 2014-05-30
TWI477595B (zh) 2015-03-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024075B1 (ru) Переработка углеводородного газа
JP5667445B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
KR101120324B1 (ko) 탄화수소 가스의 처리방법
US20190170435A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
EA021836B1 (ru) Способ сепарации газового потока
MX2009002053A (es) Procesamiento de gas hidrocarbonado.
EA003854B1 (ru) Способ разделения газового потока (варианты)
KR20120026607A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
KR20120027488A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
CA2901741C (en) Hydrocarbon gas processing
KR20130018218A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법

Legal Events

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

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

NF4A Restoration of lapsed right to a eurasian patent

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

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

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