EA025641B1 - Method of gas processing - Google Patents
Method of gas processing Download PDFInfo
- Publication number
- EA025641B1 EA025641B1 EA201270003A EA201270003A EA025641B1 EA 025641 B1 EA025641 B1 EA 025641B1 EA 201270003 A EA201270003 A EA 201270003A EA 201270003 A EA201270003 A EA 201270003A EA 025641 B1 EA025641 B1 EA 025641B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- cooling
- mass transfer
- additional
- receiving
- Prior art date
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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
- C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
-
- 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
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0219—Refinery gas, cracking gas, coke oven gas, gaseous mixtures containing aliphatic unsaturated CnHm or gaseous mixtures of undefined nature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/20—C2-C4 olefins
-
- 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
- F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/78—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
- F25J2200/80—Processes or apparatus using separation by rectification using integrated mass and heat exchange, i.e. non-adiabatic rectification in a reflux exchanger or dephlegmator
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
- F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/12—Refinery or petrochemical off-gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/42—Modularity, pre-fabrication of modules, assembling and erection, horizontal layout, i.e. plot plan, and vertical arrangement of parts of the cryogenic unit, e.g. of the cold box
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/20—Capture or disposal of greenhouse gases of methane
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам и устройствам для сепарации газосодержащих углеводородов. Заявители претендуют на приоритет по главе 35, разд. 119(е) закона США предварительной патентной заявки номер 61/186361, поданной 11 июня 2009 г. Заявители также претендуют на приоритет по главе 35, разд. 120 закона США дополнительной патентной заявки США номер 12/717394, поданной 4 марта 2010 г., и дополнительной патентной заявки США номер 12/372604, поданной 17 февраля 2009. Правопреемники δ.Μ.Ε. Ргобие!8 ЬР и Θτίΐοίϊ Епдшеегк, Ыб. были сторонами договора по проведению совместных исследований, который вступил в силу до создания данного изобретения.The invention relates to methods and devices for the separation of gas-containing hydrocarbons. Applicants claim priority under chapter 35, sect. 119 (e) of U.S. Provisional Patent Application No. 61/186361, filed June 11, 2009. Applicants also claim priority under chapter 35, sect. 120 of US Law on Additional Patent Application US No. 12/717394, filed March 4, 2010, and Additional Patent Application US No. 12/372604, filed February 17, 2009. Assignees δ.Μ.Ε. The Coffin! 8 bp and Θτίΐοίϊ Epsheegk, Yb. were parties to a collaborative research agreement that entered into force before the invention was created.
Пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды можно извлекать из множества газов, таких как природный газ, нефтезаводской газ и потоки синтетического газа, получаемого из других углеводородных материалов, таких как уголь, неочищенная нефть, нафта, нефтеносный сланец, битуминозный песок и лигнит. Природный газ обычно содержит в больших количествах метан и этан, т.е. суммарное содержание метана и этана в молярном отношении составляет не менее 50% от газа. Газ содержит также в сравнительно меньших количествах более тяжелые углеводороды, такие, например, как пропан, бутаны и пентаны, а также водород, азот, двуокись углерода и некоторые другие газы.Propylene, propane and / or heavier hydrocarbons can be recovered from a variety of gases, such as natural gas, refinery gas, and synthetic gas streams derived from other hydrocarbon materials such as coal, crude oil, naphtha, oil shale, tar sand and lignite. Natural gas usually contains large quantities of methane and ethane, i.e. the total content of methane and ethane in a molar ratio is at least 50% of the gas. The gas also contains comparatively smaller amounts of heavier hydrocarbons, such as, for example, propane, butanes and pentanes, as well as hydrogen, nitrogen, carbon dioxide and some other gases.
Настоящее изобретение в целом относится к извлечению пропилена, пропана и более тяжелых углеводородов из потоков таких газов. Анализ показывает, что обычно в потоке газа, подвергаемого переработке предлагаемым способом, содержится в молярном отношении около 88,4% метана, 6,2% этана и других С2-компонентов, 2,6% пропана и других С3-компонентов, 0,3% изобутана, 0,6% нормального бутана и 0,8% пентанов и более тяжелых углеводородов, а в остальном - азот и двуокись углерода. Иногда присутствуют и серосодержащие газы.The present invention generally relates to the recovery of propylene, propane and heavier hydrocarbons from streams of such gases. The analysis shows that usually the gas stream processed by the proposed method contains in a molar ratio about 88.4% methane, 6.2% ethane and other C 2 components, 2.6% propane and other C 3 components, 0 , 3% isobutane, 0.6% normal butane and 0.8% pentanes and heavier hydrocarbons, and the rest is nitrogen and carbon dioxide. Sulfur-containing gases are sometimes present.
Наблюдавшиеся циклические колебания цен как на природный газ, так и на природный газоконденсат временами ослабляли растущий интерес к пропану, пропилену и более тяжелым компонентам в качестве сжиженных продуктов. Это породило спрос на способы, которые могли бы обеспечить более эффективное извлечение этих веществ, и на способы, которые могли бы обеспечить эффективное их извлечение при более низких капитальных вложениях. Известны способы, пригодные для выделения этих веществ, в том числе способы, основанные на охлаждении и рефрижерации газа, абсорбции маслом и абсорбции охлажденным маслом. Кроме того, получили распространение криогенные способы из-за доступности экономичного оборудования, которое выделяет энергию, когда перерабатываемый газ расширяется и одновременно отдает тепло. В зависимости от величины давления в источнике газа, содержания в нем этана, этилена и более тяжелых углеводородов и потребных конечных продуктов может использоваться любой из этих способов или сочетание этих способов.The observed cyclical fluctuations in the prices of both natural gas and natural gas condensate at times weakened the growing interest in propane, propylene and heavier components as liquefied products. This has created a demand for methods that could provide more efficient extraction of these substances, and for methods that could ensure their effective extraction with lower capital investment. Known methods suitable for the allocation of these substances, including methods based on cooling and refrigeration of the gas, absorption by oil and absorption by chilled oil. In addition, cryogenic methods have become widespread due to the availability of cost-effective equipment that releases energy when the processed gas expands and simultaneously gives off heat. Depending on the pressure in the gas source, the content of ethane, ethylene and heavier hydrocarbons and the desired end products, any of these methods or a combination of these methods can be used.
Для извлечения компонентов из сжиженного природного газа в настоящее время обычно предпочитают использовать способ криогенного расширения, поскольку он обеспечивает максимальную простоту при легком пуске, эксплуатационной гибкости, хорошей эффективности, безопасности и хорошей надежности. Описание подходящих способов приведено в патентах США № 3292380; 4061481; 4140504; 4157904; 4171964; 4185978; 4251249; 4278457; 4519824; 4617039; 4687499; 4689063; 4690702; 4854955; 4869740; 4889545; 5275005; 5555748; 5566554; 5568737; 5771712; 5799507; 5881569; 5890378; 5983664; 6182469; 6578379; 6712880; 6915662; 7191617; 7219513; переизданном патенте США № 33.408 и одновременно рассматриваемых заявках № 11/430412; 11/839693; 11/971491 и 12/206230; (хотя описание настоящего изобретения в некоторых случаях проводится для других условий переработки, отличающихся от условий, описанных в перечисленных патентах США).For the extraction of components from liquefied natural gas, it is currently generally preferred to use the cryogenic expansion method, since it provides maximum simplicity with easy start-up, operational flexibility, good efficiency, safety and good reliability. Suitable methods are described in US Pat. Nos. 3292380; 4,061,481; 4,140,504; 4,157,904; 4,171,964; 4,185,978; 4,251,249; 4,278,457; 4,519,824; 4,617,039; 4,687,499; 4,689,063; 4,690,702; 4,854,955; 4,869,740; 4,889,545; 5,275,005; 5,555,748; 5,566,554; 5,568,737; 5771712; 5,799,507; 5,881,569; 5,890,378; 5,983,664; 6182469; 6,578,379; 6,712,880; 6,915,662; 7191617; 7,219,513; reissued US patent No. 33.408 and simultaneously pending applications No. 11/430412; 11/839693; 11/971491 and 12/206230; (although the description of the present invention in some cases is carried out for other processing conditions that differ from the conditions described in the listed US patents).
В типичном способе извлечения веществ путем криогенного расширения поток подаваемого сжатого газа охлаждают путем теплообмена с другими потоками этого способа и/или внешними источниками охлаждения, такими как компрессионно-охлаждающая система для пропана. При охлаждении газ конденсируется, и жидкость собирается в одном или нескольких сепараторах в виде находящихся под высоким давлением жидкостей, содержащих некоторые из требуемых С3+-компонентов. В зависимости от содержания этих компонентов в газе и количества образовавшихся жидкостей находящиеся под высоким давлением жидкости можно подвергать расширению до более низкого давления и фракционированию. Испарение, происходящее при расширении жидкостей, приводит к дальнейшему охлаждению потока. В некоторых случаях желательно подвергнуть находящиеся под высоким давлением жидкости перед их расширением предварительному охлаждению, чтобы понизить температуру, до которой охлаждаются жидкости в результате расширения. После расширения поток, представляющий собой смесь жидкости и пара, подвергают фракционированию в дистилляционной колонне (деэтанизаторе). В этой колонне подвергшиеся расширению после охлаждения потоки подвергаются дистилляции, чтобы отделить остатки метана, С2-компонентов, азота и других летучих газов в виде верхнего погона от нужных С3компонентов и более тяжелых углеводородов, образующих нижний погон жидкости.In a typical method for recovering substances by cryogenic expansion, the compressed gas feed stream is cooled by heat exchange with other flows of this method and / or external cooling sources such as a propane compression cooling system. Upon cooling, the gas condenses, and the liquid is collected in one or more separators in the form of high-pressure liquids containing some of the required C 3 + components. Depending on the content of these components in the gas and the amount of liquids formed, the high-pressure liquids can be expanded to a lower pressure and fractionated. Evaporation occurring during expansion of liquids leads to further cooling of the stream. In some cases, it is desirable to subject the high-pressure fluids to expansion prior to expansion to lower the temperature to which the fluids cool as a result of the expansion. After expansion, the stream, which is a mixture of liquid and steam, is subjected to fractionation in a distillation column (deethanizer). In this column, the expansionary streams after cooling are subjected to distillation to separate the residues of methane, C2 components, nitrogen and other volatile gases in the form of an overhead from the desired C3 components and heavier hydrocarbons forming the lower liquid overhead.
Если подаваемый газ полностью не конденсируется (как это обычно и бывает), пар, оставшийся после частичной конденсации, можно пропускать через детандер или же через расширительный клапан, чтобы понизить давление до уровня, при котором конденсируется дополнительное количество жидкостей в результате дальнейшего охлаждения потока. После расширения поток поступает в абсорбционную секцию колонны и контактирует с холодными жидкостями, абсорбируя С3-компоненты и более тяжелыеIf the feed gas does not completely condense (as is usually the case), the steam remaining after partial condensation can be passed through the expander or through an expansion valve to lower the pressure to a level at which additional liquid condenses as a result of further cooling of the stream. After expansion, the flow enters the absorption section of the column and is in contact with cold liquids, absorbing C 3 components and heavier
- 1 025641 компоненты из паровой фазы подвергшегося расширению потока. Из абсорбционной секции колонны жидкости поступают в секцию деэтанизации.- 1,025,641 components from the vapor phase subjected to expansion flow. From the absorption section of the liquid column, they enter the deethanization section.
Поток дистилляционного пара выводится из верхней области секции деэтанизации и охлаждается в результате теплообмена с потоком верхнего погона из абсорбционной секции, что приводит к конденсации по меньшей мере части потока дистилляционного пара. Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от потока охлажденного дистилляционного пара, образуя поток охлажденной жидкой флегмы, который направляется в нижнюю область абсорбционной секции, где охлажденные жидкости могут контактировать с частью пара подвергшегося расширению потока, как было описано ранее. Часть потока охлажденного дистилляционного пара (если он имеется) и верхний погон из абсорбционной секции объединяются, образуя газ, содержащий остатки метана и С2-компонентов.The distillation steam stream is discharged from the upper region of the deethanization section and is cooled by heat exchange with the overhead stream from the absorption section, which leads to condensation of at least a portion of the distillation vapor stream. The condensed liquid is separated from the chilled distillation vapor stream, forming a chilled liquid reflux stream, which is directed to the lower region of the absorption section, where the chilled liquids can come into contact with a portion of the vapor subjected to expansion of the stream, as described previously. Part of the stream of chilled distillation steam (if any) and the overhead from the absorption section are combined to form a gas containing residues of methane and C 2 components.
Разделение, которое происходит при протекании этого способа (образование выводимого из способа остаточного газа, который содержит почти весь метан и С2-компоненты, содержавшиеся в загружаемом газе, и почти не содержит С3-компонентов и более тяжелых углеводородов, и выводимого из деэтанизатора нижнего погона, который содержит почти все С3-компоненты и более тяжелые углеводороды и почти не содержит метана, С2-компонентов или более летучих компонентов) потребляет энергию на охлаждение подаваемого газа, на повторное испарение в деэтанизаторной секции, на дефлегмацию абсорбционной секции и/или на повторное сжатие остаточного газа.The separation that occurs during this method (the formation of residual gas removed from the method, which contains almost all methane and C 2 components contained in the feed gas and almost does not contain C 3 components and heavier hydrocarbons, and the lower deethanizer a unit which contains almost all C 3 components and heavier hydrocarbons and contains almost no methane, C 2 components or more volatile components) consumes energy for cooling the feed gas, for re-evaporation in deethanization section, to reflux the absorption section and / or to re-compress the residual gas.
Настоящее изобретение использует новые средства для более эффективного выполнения описанных выше разных стадий и для использования менее дорогостоящего оборудования. Добиться этого удается, объединяя то, что было отдельным оборудованием, в единую установку, и тем самым уменьшая размер участка, занимаемого перерабатывающей установкой, и снижая капитальные затраты на ее сооружение. К своему удивлению заявители обнаружили, что в более компактной установке уменьшается расход энергии, необходимый для достижения заданного уровня извлечения, и тем самым повышается эффективность способа и уменьшаются эксплуатационные расходы. Кроме того, для более компактной установки нужно гораздо меньше труб, используемых для соединения отдельных единиц оборудования в единой установке, что еще более уменьшает капитальные затраты и позволяет обходиться без фланцевых соединений труб. А поскольку фланцы труб являются потенциальными источниками утечки углеводородов (которые являются летучими органическими соединениями, которые вызывают парниковый эффект и могут являться предшественниками образования атмосферного озона), их исключение приводит к уменьшению вероятности их выброса в атмосферу и загрязнения ими окружающей среды.The present invention uses new means to more efficiently perform the various steps described above and to use less expensive equipment. It is possible to achieve this by combining what was a separate equipment into a single installation, and thereby reducing the size of the site occupied by the processing plant, and reducing the capital costs of its construction. To their surprise, the applicants found that in a more compact installation, the energy consumption required to achieve a given level of extraction is reduced, and thereby the efficiency of the method is increased and operating costs are reduced. In addition, for a more compact installation, you need much less pipes used to connect individual pieces of equipment in a single installation, which further reduces capital costs and eliminates the need for flange pipe connections. And since pipe flanges are potential sources of hydrocarbon leakage (which are volatile organic compounds that cause the greenhouse effect and may be precursors of atmospheric ozone formation), their exclusion reduces the likelihood of their release into the atmosphere and their environmental pollution.
Оказалось, что в соответствии с настоящим изобретением можно добиться степени извлечения С3компонентов более 99,6% и в то же время обеспечить почти полное удаление С2-компонентов в поток остаточного газа. Кроме того, при одном и том же уровне извлечения настоящее изобретение обеспечивает почти 100%-ное отделение С2-компонентов и более легких компонентов от С3-компонентов и более тяжелых компонентов при меньшем потреблении энергии, чем известные способы. Настоящее изобретение, хотя его можно использовать и при более низких давлениях и более высоких температурах, преимущественно используют для переработки подаваемого газа в диапазоне абсолютных давления от 2,758 до 10,342 кПа(а) при условиях, требующих поддерживать в верхнем погоне колонны для извлечения из сжиженного природного газа температуры не выше -46°С.It turned out that in accordance with the present invention, it is possible to achieve a degree of extraction of C 3 components of more than 99.6% and at the same time to ensure almost complete removal of C 2 components in the residual gas stream. In addition, at the same recovery level, the present invention provides an almost 100% separation of C 2 components and lighter components from C 3 components and heavier components with lower energy consumption than known methods. The present invention, although it can be used at lower pressures and higher temperatures, is mainly used for processing the feed gas in the absolute pressure range from 2.758 to 10.342 kPa (a) under conditions requiring support in the overhead column for extraction from liquefied natural gas temperature not higher than -46 ° C.
Для лучшего понимания сущности настоящего изобретения дальнейшее описание ведется на примерах его осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи.For a better understanding of the essence of the present invention, further description is given on examples of its implementation with reference to the accompanying drawings.
На фиг. 1 приведена блок-схема известной установки для переработки природного газа согласно патенту США № 5799507;In FIG. 1 is a block diagram of a known plant for processing natural gas according to US Pat. No. 5,799,507;
на фиг. 2 - блок-схема установки для переработки природного газа согласно настоящему изобретению; на фиг. 3-13 приведены блок-схемы альтернативного использования настоящего изобретения для сепарации потока природного газа.in FIG. 2 is a block diagram of a plant for processing natural gas according to the present invention; in FIG. 3-13 are block diagrams of an alternative use of the present invention for separating a natural gas stream.
При описании приведенных на чертежах установок используются таблицы, содержащие скорости потоков, рассчитанные для характерных условий осуществления способа. В приведенных таблицах для удобства значения скорости потока (выраженной в моль/ч) были округлены до ближайшего целого числа. Приведенные в таблицах общие скорости потоков рассчитаны с учетом всех неуглеводородных компонентов и имеют поэтому более высокие значения, чем сумма скоростей потоков углеводородных компонентов. Температуры имеют значения, округленные до ближайшего целого числа. Следует также отметить, что технологические расчеты, проведенные с целью сопоставления способов, представленных на чертежах, основаны на допущении об отсутствии утечек тепла из окружающей среды в технологическую среду (или в окружающую среду из технологической среды). Количество коммерчески доступных изоляционных материалов делают это допущение вполне обоснованным, и оно обычно используется специалистами в этой области.When describing the settings shown in the drawings, tables are used that contain flow rates calculated for the characteristic conditions of the method. In the tables below, for convenience, the flow rates (expressed in mol / h) were rounded to the nearest integer. The total flow rates given in the tables are calculated taking into account all non-hydrocarbon components and therefore have higher values than the sum of the flow rates of hydrocarbon components. Temperatures are rounded to the nearest integer. It should also be noted that the technological calculations carried out in order to compare the methods presented in the drawings are based on the assumption that there are no heat leaks from the environment to the technological environment (or to the environment from the technological environment). The number of commercially available insulating materials makes this assumption quite reasonable, and it is usually used by specialists in this field.
Для удобства значения параметров способа приведены как в Британских единицах измерения, так и единицах измерения системы СИ (В переводе текста оставлены лишь значения в единицах измерения системы СИ - прим. пер.). Приведенные в таблице молярные скорости потока могут быть выражены либо в фунт-молях в час, либо килограмм-молях в час. Расход энергии, выраженный в лошадиных силах (НР) и/или тысячах британских тепловых единиц в час (МВТи/Нг), относится к установленной молярной ско- 2 025641 рости, выраженной в фунт-молях в час. Расход энергии, выраженный в киловаттах (к\У). относится к установленной молярной скорости, выраженной в килограмм-молях в час.For convenience, the values of the parameters of the method are given both in British units of measurement and units of measurement of the SI system (In the translation of the text, only the values in units of measurement of the SI system are left - approx. Per.). The molar flow rates given in the table can be expressed either in pound moles per hour or kilogram moles per hour. Energy consumption, expressed in horsepower (HP) and / or thousands of British thermal units per hour (MWt / Ng), refers to the established molar rate of 2,025,641 expressed in pound moles per hour. Energy consumption expressed in kilowatts (kW). refers to the established molar rate, expressed in kilogram moles per hour.
Описание известных технических решенийDescription of known technical solutions
На фиг. 1 приведена блок-схема способа, показывающая конструкцию технологической установки, предназначенной для извлечения С3 +-компонентов из природного газа известным способом согласно патенту США № 5799507. В этой модели способа на установку поступает газ, имеющий температуру 43°С и давление 6,100 кПа(а), в виде потока 31. Если в поступающем газе содержание соединений серы превышает допустимую величину, их удаляют путем соответствующей предварительной обработки подаваемого газа (не показанной на чертеже). Кроме того, подаваемый поток обычно осушают, чтобы предотвратить образование гидрата (льда) в криогенных условиях. Для этой цели обычно использовали твердый осушитель.In FIG. 1 is a flowchart showing the construction of a process unit for extracting C 3 + components from natural gas in a known manner according to US Pat. No. 5,799,507. In this model of the method, gas having a temperature of 43 ° C. and a pressure of 6.100 kPa a), in the form of a stream 31. If the content of sulfur compounds in the incoming gas exceeds the permissible value, they are removed by appropriate preliminary processing of the supplied gas (not shown in the drawing). In addition, the feed stream is usually drained to prevent the formation of hydrate (ice) under cryogenic conditions. A solid dehumidifier was usually used for this purpose.
Подаваемый поток 31 охлаждают в теплообменнике 10 холодным остаточным газом (поток 44), подвергшимися мгновенному расширению сепараторными жидкостями (поток 35а) и дистилляционными жидкостями, имеющими температуру -76°С (поток 43). Охлажденный поток 31а, имеющий температуру -36°С и абсолютное давление 6,031 кПа(а), поступает в сепаратор 11, где пар (поток 34) отделяется от сконденсировавшейся жидкости (поток 35). Сепараторная жидкость (поток 35) расширяется до давления, слегка превышающего рабочее давление (около 2,583 кПа(а)) фракционной колонны 15, в расширительном клапане 12, охлаждая поток 35а до температуры -54°С. Поток 35а поступает в теплообменник 10, охлаждает подаваемый газ, как было описано выше, нагревается до 41°С, создавая поток 35Ь перед тем, как поступать во фракционную колонну 15 через загрузочный патрубок ниже середины колонны.The feed stream 31 is cooled in the heat exchanger 10 with cold residual gas (stream 44), subjected to instant expansion by separator liquids (stream 35a) and distillation liquids having a temperature of -76 ° C (stream 43). The cooled stream 31a, having a temperature of -36 ° C and an absolute pressure of 6.031 kPa (a), enters the separator 11, where the vapor (stream 34) is separated from the condensed liquid (stream 35). The separator liquid (stream 35) expands to a pressure slightly higher than the working pressure (about 2.583 kPa (a)) of the fraction column 15 in the expansion valve 12, cooling the stream 35a to a temperature of -54 ° C. The stream 35a enters the heat exchanger 10, cools the feed gas, as described above, is heated to 41 ° C, creating a stream 35b before entering the fractional column 15 through the loading pipe below the middle of the column.
Пар (поток 34) из сепаратора 11 поступает в детандер 13, в котором из этой части подаваемого газа, находящейся пол высоким давлением, извлекается механическая энергия. В детандере 13 пар подвергается адиабатическому расширению до рабочего давления во фракционной колонне 15 и охлаждается при расширении, образуя подвергшийся расширению поток 34а, имеющий температуру около -74°С. Коммерчески доступные детандеры способны извлекать около 80-85% работы, теоретически доступной при идеальном адиабатическом расширении. Совершаемая работа часто используется для приведения в движение центробежного компрессора (такого как 14), который можно использовать, например, для повторного сжатия нагретого остаточного газа (поток 44а). Частично подвергшийся конденсации при расширении поток 34а затем загружается во фракционную колонну 15 через загрузочный патрубок выше середины колонны.Steam (stream 34) from the separator 11 enters the expander 13, in which mechanical energy is extracted from this part of the supplied gas, which is the high-pressure floor. In the expander 13, the vapor undergoes adiabatic expansion to a working pressure in the fraction column 15 and cools during expansion, forming a stream 34a subjected to expansion, having a temperature of about -74 ° C. Commercially available expanders are capable of extracting about 80-85% of the work theoretically available with perfect adiabatic expansion. The work performed is often used to drive a centrifugal compressor (such as 14), which can be used, for example, to re-compress the heated residual gas (stream 44a). Partially condensed during expansion, stream 34a is then loaded into fractional column 15 through a feed pipe above the middle of the column.
Деэтанизатор в колонне 15 представляет собой обычную дистилляционную колонну, содержащую множество расположенных друг над другом тарелок, одну или несколько насадок или какое-либо сочетание тарелок и насадок. Деэтанизаторная колонна состоит из двух секций: верхней абсорбционной (ректификационной) секции 15а, которая содержит тарелки и/или насадки, чтобы обеспечить необходимый контакт между паром подвергшегося расширению потока 34а, поднимающимся вверх, и охлажденной жидкостью, стекающей вниз, чтобы обеспечить конденсацию и абсорбцию С3-компонентов и более тяжелых углеводородов; и нижней отпарной секции 15Ь, которая содержит тарелки и/или насадки, чтобы обеспечить необходимый контакт между жидкостями, стекающими вниз, и парами, поднимающимися вверх. Деэтанизаторная секция 15Ь содержит также по меньшей мере один дополнительный испаритель (такой как дополнительный испаритель 16), который нагревает и испаряет часть жидкостей, стекающих вниз, чтобы обеспечить десорбцию паров, которые поднимаются по колонне вверх, отпаривая жидкие продукты, поток 37, от метана, С2-компонентов и более легких углеводородов. Поток 34 поступает в деэтанизатор 15 через загрузочный патрубок в середине колонны, расположенный на уровне нижней части абсорбционной секции 15а деэтанизатора 15. Жидкая часть подвергшегося расширению потока 34а смешивается с жидкостями, стекающими из абсорбционной колонны 15а вниз, и поступает вместе с ними в отпарную секцию 15Ь деэтанизатора 15. Паровая часть подвергшегося расширению потока 34а поднимается вверх через абсорбционную секцию 15а и контактирует со стекающей вниз холодной жидкостью, чтобы конденсировать и абсорбировать С3-компоненты и более тяжелые углеводороды.The deethanizer in column 15 is a conventional distillation column containing a plurality of plates arranged one above the other, one or more nozzles, or some combination of plates and nozzles. The deethanizer column consists of two sections: the upper absorption (distillation) section 15a, which contains plates and / or nozzles, to provide the necessary contact between the vapor subjected to expansion of the flow 34a, rising up, and the cooled liquid flowing down to allow condensation and absorption of C3 -components and heavier hydrocarbons; and a lower stripping section 15b, which contains plates and / or nozzles, to provide the necessary contact between liquids flowing down and vapors rising up. The deethanizer section 15b also contains at least one additional evaporator (such as additional evaporator 16), which heats and evaporates a part of the liquids flowing down to ensure the desorption of vapors that rise up the column, stripping the liquid products, stream 37, from methane, With 2 components and lighter hydrocarbons. The stream 34 enters the deethanizer 15 through the loading nozzle in the middle of the column, located at the lower part of the absorption section 15a of the deethanizer 15. The liquid part of the expanded stream 34a is mixed with the liquids flowing down from the absorption column 15a, and enters with them into the stripping section 15b deethanizer 15. The vapor portion of the expanded stream 34a rises through the absorption section 15a and is in contact with the cold liquid flowing down to condense and absorb the C3 component Options and heavier hydrocarbons.
Часть дистилляционного пара (поток 38) удаляют из верхней области отпарной секции 15Ь. Затем этот поток охлаждают и частично конденсируют (поток 38а) в теплообменнике 17 путем теплообмена с холодным верхним погоном 36 деэтанизатора, который имеет на выходе из деэтанизатора 15 температуру -79°С. Холодный верхний погон деэтанизатора нагревается примерно до -66°С (поток 36а), охлаждая поток 38 от -35 до -75°С (поток 38а).Part of the distillation vapor (stream 38) is removed from the upper region of the stripping section 15b. Then this stream is cooled and partially condensed (stream 38a) in the heat exchanger 17 by heat exchange with a cold overhead 36 of a deethanizer, which has a temperature of -79 ° C at the outlet of the deethanizer 15. The cold overhead of the deethanizer is heated to about −66 ° C. (stream 36a), cooling stream 38 from −35 to −75 ° C. (stream 38a).
Рабочее давление в сепараторе 18 с дефлегматором немного ниже рабочего давления в деэтанизаторе 15. Этот перепад давлений служит движущей силой, заставляющей поток дистилляционного пара 38 протекать через теплообменник 17 в сепаратор с дефлегматором 18, в котором сконденсировавшаяся жидкость (поток 40) отделяется от несконденсировавшегося пара (поток 39). Поток несконденсировавшегося пара 39 сливается с нагретым верхним погоном 36а деэтанизатора из теплообменника 17, образуя поток холодного остаточного газа 44, имеющего температуру -38°С.The operating pressure in the separator 18 with a reflux condenser is slightly lower than the working pressure in the deethanizer 15. This pressure difference serves as a driving force forcing the flow of distillation steam 38 to flow through the heat exchanger 17 into the separator with the reflux condenser 18, in which the condensed liquid (stream 40) is separated from the non-condensed vapor ( stream 39). The non-condensing vapor stream 39 merges with the heated overhead stream 36a of the deethanizer from the heat exchanger 17, forming a cold residual gas stream 44 having a temperature of -38 ° C.
Поток жидкости 40 из сепаратора 18 с дефлегматором перекачивается насосом 19 под давлением, которое немного больше рабочего давления в деэтанизаторе 15. Откачиваемый поток 40а затем делится на две части. Одна часть (поток 41) подается в виде холодной флегмы в верхнюю область абсорбционнойThe liquid stream 40 from the separator 18 with a reflux condenser is pumped by the pump 19 under a pressure that is slightly higher than the working pressure in the deethanizer 15. The pumped stream 40a is then divided into two parts. One part (stream 41) is supplied as cold reflux to the upper absorption region
- 3 025641 колонны 15а деэтанизатора 15. Эта холодная жидкость оказывает абсорбционно-охлаждающее действие внутри абсорбционной (ректификационной) секции 15а деэтанизатора 15, в которой насыщение поднимающихся вверх паров в результате испарения метана и этана, содержащихся в потоке 41, обеспечивает охлаждение этой секции. Обратите внимание на то, что в результате и выходящий из верхней области пар (верхний погон 36), стекающие из нижней области жидкости (поток дистилляционной жидкости 43) абсорбционной секции 15а, имеют более низкую температуру, чем любой из загружаемых в абсорбционную секцию 15а потоков (потоков 41 и потока 34а). Это абсорбционно-охлаждающее действие позволяет верхнему погону колонны (потоку 36) обеспечивать достаточное охлаждение в теплообменнике 17, чтобы произошла частичная конденсация потока дистилляционного пара (поток 38), даже если отпарная секция 15Ь не работает под давлением, значительно превышающем давление в абсорбционной секции 15а. Это абсорбционно-охлаждающее действие помогает также флегмовому потоку 41 конденсировать и абсорбировать С3-компоненты и более тяжелые углеводороды из дистилляционного пара, поднимающегося вверх по абсорбционной секции 15а. Другую часть (поток 42) откачиваемого потока 40а подают в верхнюю область отпарной секции 15Ь деэтанизатора 15, в которой холодная жидкость действует как флегма, абсорбируя и конденсируя С3-компоненты и более тяжелые углеводороды, поступающиеся снизу вверх, так что поток 38 дистилляционного пара содержит минимальные количества этих соединений.- 3 025641 of the column 15a of the deethanizer 15. This cold liquid has an absorption-cooling effect inside the absorption (distillation) section 15a of the deethanizer 15, in which the saturation of the rising vapors due to the evaporation of methane and ethane contained in stream 41 provides cooling of this section. Note that, as a result, the steam leaving the upper region (overhead 36) flowing from the lower liquid region (distillation liquid stream 43) of the absorption section 15a has a lower temperature than any of the streams loaded into the absorption section 15a ( streams 41 and stream 34a). This absorption-cooling action allows the overhead of the column (stream 36) to provide sufficient cooling in the heat exchanger 17 so that a partial condensation of the distillation vapor stream (stream 38) occurs, even if the stripping section 15b does not operate at a pressure significantly higher than the pressure in the absorption section 15a. This absorption-cooling effect also helps the reflux stream 41 to condense and absorb the C 3 components and heavier hydrocarbons from the distillation vapor rising upstream of the absorption section 15 a. The other part (stream 42) of the evacuated stream 40a is fed to the upper region of the stripping section 15b of the deethanizer 15, in which the cold liquid acts as reflux, absorbing and condensing the C 3 components and heavier hydrocarbons coming from the bottom up, so that the distillation vapor stream 38 contains minimum amounts of these compounds.
Поток дистилляционной жидкости 43 выводят из деэтанизатора 15 в нижней части абсорбционной секции 15а и направляют в теплообменник 10, где он нагревается, охлаждая загружаемый газ, как было указано ранее. Обычно поток этой жидкости поступает из деэтанизатора путем циркуляции через термосифон, но можно использовать и насос. Жидкий поток нагревается до -20°С, частично испаряясь, прежде чем поток 43а возвратится в деэтанизатор 15 через загрузочный патрубок в середине колонны, расположенный в средней области отпарной секции 15Ь.The distillation fluid stream 43 is removed from the deethanizer 15 at the bottom of the absorption section 15a and sent to a heat exchanger 10, where it is heated to cool the feed gas, as previously indicated. Typically, the flow of this fluid comes from the deethanizer by circulation through a thermosiphon, but you can use a pump. The liquid stream is heated to -20 ° C, partially evaporating before the stream 43a returns to the deethanizer 15 through the loading nozzle in the middle of the column located in the middle region of the stripping section 15b.
В отпарной секции 15Ь деэтанизатора 15 загруженные потоки отпариваются от метана и С2компонентов. Поток 37 образовавшейся жидкости выходит из нижней части колонны при температуре 94°С согласно расчету для типового соотношения этан:пропан, составляющего 0,048:1, при молярном выражении состава нижнего погона. Холодный остаточный газ (поток 44) протекает противотоком загружаемому газу в теплообменнике 10, где он нагревается до 37°С (поток 44а). Затем остаточный газ подвергается повторному сжатию в две ступени. На первой стадии компрессор 14 приводится в действие детандером 13. На второй стадии компрессор 20 приводится в действие дополнительным источником энергии и сжимает остаточный газ (поток 44с) до давления в потребительской сети. После охлаждения до температуры 49°С в выпускном охладителе 21 поток остаточного газа 44Б поступает в потребительский газопровод под абсолютным давлением 6.307 кПа(а), удовлетворяющим требованиям, предъявляемым к газопроводам (обычно в отношении величины входного давления).In the stripping section 15b of the deethanizer 15, the charged streams are stripped from the methane and C 2 components. Stream 37 of the resulting liquid leaves the bottom of the column at a temperature of 94 ° C according to the calculation for a typical ethane: propane ratio of 0.048: 1, with a molar expression of the composition of the lower overhead. Cold residual gas (stream 44) flows countercurrent to the feed gas in the heat exchanger 10, where it is heated to 37 ° C (stream 44a). The residual gas is then recompressed in two stages. In the first stage, the compressor 14 is driven by the expander 13. In the second stage, the compressor 20 is driven by an additional energy source and compresses the residual gas (stream 44c) to a pressure in the consumer network. After cooling to a temperature of 49 ° C in the exhaust cooler 21, the residual gas stream 44B enters the consumer gas pipeline at an absolute pressure of 6.307 kPa (a), satisfying the requirements for gas pipelines (usually with respect to the inlet pressure).
Перечень скоростей потоков и потребляемой энергии для способа, изображенного на фиг. 1, приведен в следующей таблице.The list of flow rates and energy consumption for the method depicted in FIG. 1 is shown in the following table.
Таблица 1. Перечень скоростей потоков, выраженных в фунт-моль/ч [кг-моль/ч]Table 1. List of flow rates expressed in lb mol / h [kg mol / h]
Степени извлечения*Extraction rates *
Пропан 99,56%Propane 99.56%
БутаныТ 100,00%Butane T 100.00%
Расход энергииPower consumption
Сжатие остаточного газа 16,223 кВтResidual gas compression 16,223 kW
Насос для орошения колонны 31 кВтColumn irrigation pump 31 kW
Всего 16,254 кВт * Расчет произведен с использованием неокругленных значений скоростей потоков.A total of 16,254 kW * Calculation was made using non-rounded flow rates.
- 4 025641- 4 025641
Описание изобретенияDescription of the invention
На фиг. 2 показана блок-схема способа согласно настоящему изобретению. Состав и состояние загружаемого газа, перерабатываемого с использованием способа, изображенного на фиг. 2, такие же, что и в случае переработки известным способом. Соответственно, способ на фиг. 2 можно сравнить со способом на фиг. 1, чтобы выявить преимущества настоящего изобретения.In FIG. 2 shows a flow diagram of a method according to the present invention. The composition and condition of the feed gas processed using the method of FIG. 2, the same as in the case of processing in a known manner. Accordingly, the method of FIG. 2 can be compared with the method in FIG. 1 to identify the advantages of the present invention.
На фиг. 2 загружаемый газ поступает в установку в виде потока 31 и попадает в теплообменное устройство секции входного охлаждения 115а внутри перерабатывающей установки 115. Теплообменное устройство может представлять собой теплообменник из оребренных труб, пластинчатый теплообменник, теплообменник с напайными алюминиевыми пластинами или теплообменное устройство иного типа, включая многоходовые и/или многосервисные теплообменники. Теплообменное устройство имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечивать теплообмен между потоком 31, текущим по одному проходу теплообменного устройства, и подвергшимися мгновенному расширению сепараторными жидкостями (поток 35а) и потоком остаточного газа из конденсационной секции 115Ь внутри перерабатывающей установки 115. При нагревании подвергшихся мгновенному расширению сепараторных жидкостей поток 31 охлаждается. Одна часть (поток 32) потока 31 выводится из теплообменного устройства после частичного охлаждения потока 31 до температуры -4°С, а остальная часть(поток 33) подвергается дальнейшему охлаждению, так что она выходит из теплообменного устройства при температуре -29°С.In FIG. 2, the feed gas enters the unit in the form of stream 31 and enters the heat exchanger of the inlet cooling section 115a inside the processing unit 115. The heat exchanger may be a finned tube heat exchanger, a plate heat exchanger, a heat exchanger with aluminum brazed plates, or another type of heat exchanger, including multi-pass and / or multi-service heat exchangers. The heat exchanger device is configured to provide heat exchange between the stream 31 flowing along one passage of the heat exchanger and the separator fluids that have undergone instant expansion (stream 35a) and the residual gas stream from the condensation section 115b inside the processing unit 115. When heated, the separator fluids have undergone expansion stream 31 is cooled. One part (stream 32) of stream 31 is removed from the heat exchanger after partially cooling stream 31 to a temperature of -4 ° C, and the rest (stream 33) is further cooled so that it exits the heat exchanger at -29 ° C.
Сепараторная секция 115е имеет головку или другое устройство, отделяющее ее от деэтанизаторной секции 115Б, так что обе секции внутри перерабатывающей установки 115 могут работать под разными давлениями. Первая часть (поток 32) потока 31 поступает в нижнюю область сепараторной секции 115е под абсолютным давлением 6,031 кПа(а), где сконденсировавшаяся жидкость отделяется от пара, прежде чем пар попадет в головку и в устройство массообмена внутри сепараторной секции 115е. Это устройство тепломассообмена также может представлять собой теплообменник из оребренных труб, пластинчатый теплообменник, теплообменник с напайными алюминиевыми пластинами или теплообменное устройство иного типа, включая многоходовые и/или многосервисные теплообменники. Это устройство тепломассообмена имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечивать теплообмен между паровой частью потока 32, текущего вверх по одному проходу устройства тепломассообмена, и потоком дистилляционной жидкости 43 из абсорбционной секции 115с внутри перерабатывающей установки 115, в результате чего пар охлаждается, нагревая поток дистилляционной жидкости. При охлаждении пар может частично конденсироваться, конденсат стекает вниз, а остальной пар продолжает подниматься вверх через головку и устройство тепломассообмена. Устройство тепломассообмена обеспечивает непрерывный контакт между сконденсировавшейся жидкостью и паром, так что оно действует, обеспечивая массоперенос между паровой и жидкой фазами и частичную ректификацию пара.The separator section 115e has a head or other device separating it from the deethanizer section 115B, so that both sections inside the processing unit 115 can operate under different pressures. The first part (stream 32) of stream 31 enters the lower region of the separator section 115e at an absolute pressure of 6.031 kPa (a), where the condensed liquid is separated from the steam before the vapor enters the head and mass transfer device inside the separator section 115e. This heat and mass transfer device may also be a finned tube heat exchanger, a plate heat exchanger, a heat exchanger with aluminum brazed plates, or another type of heat exchanger, including multi-pass and / or multi-service heat exchangers. This heat and mass transfer device is configured to provide heat exchange between the steam portion of the stream 32 flowing upstream of one passage of the heat and mass transfer device and the stream of distillation liquid 43 from the absorption section 115c inside the processing unit 115, as a result of which the steam is cooled by heating the stream of distillation liquid. During cooling, the steam can partially condense, the condensate flows down, and the rest of the steam continues to rise upward through the head and heat and mass transfer device. The heat and mass transfer device provides continuous contact between the condensed liquid and the vapor, so that it acts, providing mass transfer between the vapor and liquid phases and partial rectification of the vapor.
Вторая часть (поток 33) потока 31 поступает в сепараторную секцию 115е внутри перерабатывающей установки 115 над устройством тепломассообмена. Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от пара и смешивается с жидкостью, которая конденсируется из паровой части потока 32, поднимающейся вверх через устройство тепломассообмена. Паровая часть потока 33 объединяется с паром, выходящим из устройства тепломассообмена, образуя поток 34, который выходит из сепараторной секции 115е при температуре -35°С. Жидкие части (если они имеются) потоков 32 и 33 и жидкость, конденсировавшаяся из паровой части потока 32 в устройства тепломассообмена, объединяются, образуя поток 35, который выходит из сепараторной секции 115е при температуре -26°С. Он расширяется до давления, немного превышающего абсолютное рабочее давление (около 2,639 кПа(а)) деэтанизаторной секции 115Б внутри перерабатывающей установки 115, в расширительном клапане 12, охлаждая поток 35а до температуры -41°С. Поток 35 поступает в теплообменное устройство секции охлаждения загружаемого газа 115а, охлаждая загружаемый газ, как было описано выше, и нагревая поток 35Ь до температуры 39°С перед тем, как подавать его в деэтанизаторную секцию 115Б внутри перерабатывающей установки 115 через загрузочный патрубок ниже середины колонны.The second part (stream 33) of the stream 31 enters the separator section 115e inside the processing unit 115 above the heat and mass transfer device. The condensed liquid is separated from the vapor and mixed with the liquid, which condenses from the vapor part of the stream 32, rising up through the heat and mass transfer device. The vapor part of the stream 33 combines with the steam leaving the heat and mass transfer device, forming a stream 34, which leaves the separator section 115e at a temperature of -35 ° C. The liquid parts (if any) of the streams 32 and 33 and the liquid condensed from the vapor part of the stream 32 into heat and mass transfer devices are combined to form a stream 35, which leaves the separator section 115e at a temperature of -26 ° C. It expands to a pressure slightly higher than the absolute working pressure (about 2.639 kPa (a)) of the deethanizer section 115B inside the processing unit 115, in the expansion valve 12, cooling the stream 35a to a temperature of -41 ° C. Stream 35 enters the heat exchanger of the feed gas cooling section 115a, cooling the feed gas, as described above, and heating the stream 35b to a temperature of 39 ° C before feeding it to the deethanizer section 115B inside processing unit 115 through the feed pipe below the middle of the column .
Пар (поток 34) из сепараторной секции 115е поступает в детандер 13, в котором из этой части находящегося под высоким давлением сырья извлекается механическая энергия. Детандер 13 расширяет пар в адиабатических условиях до рабочего абсолютного давления (около 2,618 кПа(а)) абсорбционной секции 115с, охлаждая расширившийся поток 34а до температуры около -72°С. После этого подвергшийся частичной конденсации расширившийся поток 34а поступает в качестве сырья в нижнюю часть абсорбционной секции 115с внутри перерабатывающей установки 115.Steam (stream 34) from the separator section 115e enters the expander 13, in which mechanical energy is extracted from this part of the high-pressure feed. The expander 13 expands the steam under adiabatic conditions to a working absolute pressure (about 2.618 kPa (a)) of the absorption section 115c, cooling the expanded stream 34a to a temperature of about -72 ° C. Thereafter, the partially condensed expanded stream 34a is supplied as feed to the lower part of the absorption section 115c inside the processing unit 115.
Абсорбционная секция 115с содержит абсорбционное устройство, состоящее из множества расположенных друг над другом тарелок, одну или несколько насадок или какое-либо сочетание тарелок и насадок. Тарелки и/или насадки в абсорбционной секции 115с обеспечивают надлежащий контакт между парами, всплывающими вверх, и холодной жидкостью, стекающей вниз. Паровая часть расширившегося потока 34а всплывает вверх сквозь абсорбционное устройство в абсорбционной секции 115с, контактируя со стекающей холодной жидкостью, конденсирующей и поглощающей С3-компоненты и более тяжелые углеводороды из этих паров. Жидкая часть расширившегося потока 34а смешивается с жидкостями, стекающими из абсорбционного устройства в абсорбционной секции 115с, образуя поток дистилляционной жидкости 43, который выводится из нижней области абсорбционной секции 115с при температуреThe absorption section 115c comprises an absorption device consisting of a plurality of plates arranged one above the other, one or more nozzles, or some combination of plates and nozzles. Trays and / or nozzles in the absorption section 115c provide proper contact between the vapor floating up and the cold liquid flowing down. The vapor portion of the expanded stream 34a floats upward through the absorption device in the absorption section 115c, in contact with a flowing cold liquid, condensing and absorbing C 3 components and heavier hydrocarbons from these vapors. The liquid portion of the expanded stream 34a is mixed with liquids draining from the absorption device in the absorption section 115c, forming a stream of distillation liquid 43, which is discharged from the lower region of the absorption section 115c at a temperature
- 5 025641- 5,025,641
-74°С. Дистилляционная жидкость нагревается до температуры -23°С, охлаждая паровую часть потока 32 в сепараторной секции 115е, как было описано ранее, а затем поток нагретой дистилляционной жидкости 43а подают в деэтанизаторную секцию 1156 внутри перерабатывающей установки 115 через загрузочный патрубок выше середины колонны. Обычно поток этой жидкости из абсорбционной секции 115с через устройство тепломассообмена и в сепараторной секции 115е поступает в деэтанизаторную секцию 1156 через термосифон, но можно использовать и насос.-74 ° C. The distillation liquid is heated to a temperature of −23 ° C. to cool the vapor portion of stream 32 in the separator section 115e, as described previously, and then the heated distillation liquid stream 43a is supplied to the deethanizer section 1156 inside the processing unit 115 through the feed pipe above the middle of the column. Typically, the flow of this liquid from the absorption section 115c through the heat and mass transfer device and in the separator section 115e enters the deethanizer section 1156 through a thermosiphon, but a pump can also be used.
Абсорбционная секция 115с имеет внутреннюю головку или иное устройство, предназначенное для ее отделения от деэтанизаторной секции 1156, так что обе эти секции внутри перерабатывающей установки 115 могут работать в таком режиме, когда давление в деэтанизаторной секции 1156 немного больше давления в абсорбционной секции 115с. Этот перепад давлений служит движущей силой, заставляющей первый поток дистилляционного пара (поток 38) выходить из верхней области деэтанизаторной секции 1156 и поступать в теплообменное устройство в конденсационной секции 115Ь внутри перерабатывающей установки 115. Это теплообменное устройство тоже может представлять собой теплообменник из оребренных труб, пластинчатый теплообменник, теплообменник с напайными алюминиевыми пластинами или теплообменное устройство иного типа, включая многоходовые и/или многосервисные теплообменники. Это теплообменное устройство имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечивать теплообмен между первым потоком дистилляционного пара 38, текущим по одному проходу теплообменного устройства, и вторым потоком дистилляционного пара, всплывающим из абсорбционной секции 115с внутри перерабатывающей установки 115. Второй поток дистилляционного пара нагревается, подвергая охлаждению и частичной конденсации поток 38, который после этого выходит из теплообменного устройства и разделяется на паровую и жидкую фазы. Паровая фаза (если она имеется) объединяется с нагретым вторым потоком дистилляционного пара, выходящим из теплообменного устройства, образуя поток остаточного газа, который обеспечивает охлаждение сырья в секции охлаждения загружаемого газа 115а, как было описано выше. Жидкую фазу делят на две части, потоки 41 и 42.The absorption section 115c has an internal head or other device for separating it from the deethanizer section 1156, so that both of these sections inside the processing unit 115 can operate in such a way that the pressure in the deethanizer section 1156 is slightly higher than the pressure in the absorption section 115c. This pressure differential serves as a driving force forcing the first distillation steam stream (stream 38) to exit the upper region of the deethanizer section 1156 and enter the heat exchanger in the condensation section 115b inside the processing unit 115. This heat exchanger can also be a finned plate heat exchanger. a heat exchanger, a heat exchanger with aluminum brazed plates, or another type of heat exchanger, including multi-pass and / or multi-service heat exchangers. This heat exchanger is configured to provide heat exchange between a first distillation steam stream 38 flowing in one pass of the heat exchanger and a second distillation steam stream emerging from the absorption section 115c inside the processing unit 115. The second distillation steam stream is heated, subject to cooling and partial condensation stream 38, which then leaves the heat exchanger and is separated into vapor and liquid phases. The vapor phase (if any) is combined with the heated second distillation vapor stream exiting the heat exchanger, forming a residual gas stream that provides cooling of the feed in the cooling section of the feed gas 115a, as described above. The liquid phase is divided into two parts, streams 41 and 42.
Первую часть (поток 41) подают в качестве холодной орошающей флегмы в верхнюю область абсорбционной секции 115с внутри перерабатывающей установки 115 самотеком. Эта холодная жидкость оказывает абсорбционно-охлаждающее действие внутри абсорбционной (ректификационной) секции 115а, в которой насыщение паров, всплывающих через колонну, за счет испарения жидкого метана и этана, содержащихся в потоке 41, обеспечивает ректификацию в этой секции. Это абсорбционноохлаждающее действие позволяет второму потоку дистилляционного пара обеспечивать в теплообменном устройстве конденсационной секции 115Ь охлаждение, необходимое для частичной конденсации первого потока дистилляционного пара (поток 38), даже если деэтанизаторная секция 1156 не работает под давлением, значительно превышающем давление в абсорбционной секции 115с. Это абсорбционноохлаждающее действие помогает также флегмовому потоку 41 конденсировать и абсорбировать С3компоненты и более тяжелые углеводороды из дистилляционного пара, поднимающегося вверх по абсорбционной секции 115с. Вторую часть (поток 42) жидкой фазы, отделенной в абсорбционной секции 115Ь, подают в качестве холодной флегмы в верхнюю область деэтанизаторной секции 1156 внутри перерабатывающей установки 115 самотеком, так что холодная жидкость действует как флегма, абсорбируя и конденсируя С3-компоненты и более тяжелые углеводороды, поступающие снизу вверх, так что поток 38 дистилляционного пара содержит минимальные количества этих соединений.The first part (stream 41) is supplied as cold reflux to the upper region of the absorption section 115c inside the processing unit 115 by gravity. This cold liquid has an absorption-cooling effect inside the absorption (distillation) section 115a, in which the saturation of vapors floating through the column by evaporation of the liquid methane and ethane contained in stream 41 provides rectification in this section. This absorption-cooling action allows the second distillation steam stream to provide the cooling necessary for partial condensation of the first distillation vapor stream (stream 38) in the heat exchanger of the condensation section 115b, even if the deethanizer section 1156 does not operate at a pressure significantly higher than the pressure in the absorption section 115c. This absorption-cooling effect also helps the reflux stream 41 to condense and absorb C 3 components and heavier hydrocarbons from the distillation vapor rising upstream of the absorption section 115c. The second part (stream 42) of the liquid phase separated in the absorption section 115b is supplied as cold phlegm to the upper region of the deethanizer section 1156 inside the processing unit 115 by gravity, so that the cold liquid acts as phlegm, absorbing and condensing the C 3 components and heavier hydrocarbons coming from the bottom up, so that the stream 38 of distillation steam contains minimal amounts of these compounds.
Деэтанизаторная секция 1156 внутри перерабатывающей установки 115 содержит устройство массообмена, содержащее множество расположенных друг над другом тарелок, одну или несколько насадок или какое-либо сочетание тарелок и насадок. Тарелки и/или насадки в деэтанизаторной секции 1156 обеспечивают надлежащий контакт между парами, всплывающими вверх, и холодной жидкостью, стекающей вниз. Деэтанизаторная секция 1156 содержит также устройство тепломассообмена под устройством массообмена. Это устройство тепломассообмена и также может представлять собой теплообменник из оребренных труб, пластинчатый теплообменник, теплообменник с напайными алюминиевыми пластинами или теплообменное устройство иного типа, включая многоходовые и/или многосервисные теплообменники. Это устройство тепломассообмена имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечивать теплообмен между теплоносителем, текущим по одному проходу устройства тепломассообмена, и потоком дистилляционной жидкости, стекающей вниз из устройства тепломассообмена в деэтанизаторной секции 1156, так что поток дистилляционной жидкости нагревается. Когда поток дистилляционной жидкости нагревается, часть ее испаряется, образуя пар легких фракций, который всплывает вверх, тогда как остальная жидкость продолжает стекать вниз через устройство тепломассообмена. Это устройство тепломассообмена обеспечивает непрерывный контакт между паром легких фракций и потоком дистилляционной жидкости, так что оно обеспечивает также и массообмен между паровой и жидкой фазами, отпаривание потока жидкости 37 от метана, С2-компонентов и более легких компонентов. Образовавшийся жидкий продукт (поток 37) выходит из нижней области деэтанизаторной секции 1156 и удаляется из перерабатывающей установки 115 при температуре 95°С.The deethanizer section 1156 inside the processing unit 115 comprises a mass transfer device comprising a plurality of plates arranged one above the other, one or more nozzles, or some combination of plates and nozzles. Trays and / or nozzles in the deethanizer section 1156 provide proper contact between the vapor floating up and the cold liquid flowing down. The deethanizer section 1156 also contains a heat and mass transfer device under the mass transfer device. This heat and mass transfer device can also be a finned tube heat exchanger, a plate heat exchanger, a heat exchanger with aluminum brazed plates, or another type of heat exchanger, including multi-pass and / or multi-service heat exchangers. This heat and mass transfer device is configured to provide heat transfer between the heat carrier flowing in one pass of the heat and mass transfer device and a stream of distillation liquid flowing down from the heat and mass transfer device in the deethanizer section 1156, so that the distillation liquid stream is heated. When the flow of distillation liquid is heated, part of it evaporates, forming a pair of light fractions that floats up, while the rest of the liquid continues to flow down through the heat and mass transfer device. This heat and mass transfer device provides continuous contact between the vapor of light fractions and the flow of distillation liquid, so that it also provides mass transfer between the vapor and liquid phases, stripping the liquid stream 37 from methane, C 2 components and lighter components. The resulting liquid product (stream 37) leaves the lower region of the deethanizer section 1156 and is removed from the processing unit 115 at a temperature of 95 ° C.
Второй поток дистилляционного пара, всплывающий из абсорбционной секции 115с, нагревается в конденсационной секции 115Ь, охлаждая поток 38, как было описано ранее. Нагретый второй поток дистилляционного пара объединяется с паром, отделенным от охлажденного первого потока дистилляцион- 6 025641 ного пара 38, как было описано выше. Образовавшийся поток остаточного газа нагревается в секции охлаждения загружаемого газа 115а, охлаждая поток 31, как было описано выше, а затем поток остаточного газа 44 удаляется из перерабатывающей установки 115 при температуре 40°С. Затем поток остаточного газа подвергают повторному сжатию в две ступени, компрессором 14, приводимым в действие детандером 13, и компрессором 20, приводимым в действие дополнительным источником энергии. После охлаждения до температуры 49°С в выходном охладителе 21 поток остаточного газа 44с поступает в потребительский газопровод под абсолютным давлением 6,307 кПа(а), удовлетворяющим требованиям, предъявляемым к газопроводам (обычно в отношении величины входного давления).A second distillation vapor stream emerging from the absorption section 115c is heated in the condensation section 115b, cooling stream 38, as previously described. The heated second distillation steam stream is combined with the steam separated from the cooled first distillation vapor stream 38 025641 38, as described above. The resulting residual gas stream is heated in the cooling section of the feed gas 115a, cooling the stream 31, as described above, and then the residual gas stream 44 is removed from the processing unit 115 at a temperature of 40 ° C. Then, the residual gas stream is subjected to re-compression in two stages, by a compressor 14 driven by an expander 13 and a compressor 20 driven by an additional energy source. After cooling to a temperature of 49 ° C in the outlet cooler 21, the residual gas stream 44c enters the consumer gas pipeline at an absolute pressure of 6.307 kPa (a), satisfying the requirements for gas pipelines (usually with respect to the inlet pressure).
Перечень скоростей потоков и потреблений энергии для способа, изображенного на фиг. 2, приведен в следующей таблице.The list of flow rates and energy consumption for the method depicted in FIG. 2 is shown in the following table.
Таблица 2. Перечень скоростей потоков, выраженных в фунт-моль/ч [кг-моль/ч]Table 2. List of flow rates expressed in lb mol / h [kg mol / h]
Степени извлечения*Extraction rates *
Пропан 99,63%Propane 99.63%
Бутаны+ 100,001Bhutanes + 100,001
Расход энергииPower consumption
Сжатие остаточного газа 9,633 кВт * Расчет произведен с использованием неокругленных значений скоростей потоков.Compression of residual gas 9.633 kW * Calculation is made using non-rounded values of flow rates.
Сравнение табл. 1 и 2 показывает, что настоящее изобретение обеспечивает те же самые степени извлечения, что и известный способ. Однако дальнейшее сравнение табл. 1 и 2 показывает, что выход продукта был достигнут при потреблении значительно меньшего количества энергии, чем по известному способу. С точки зрения эффективности извлечения (определяемой количеством пропана, извлеченного в пересчете на единицу энергии) настоящее изобретение обеспечивает более чем 5%-ное ее повышение по сравнению с известным способом на фиг. 1.Comparison of the table. 1 and 2 shows that the present invention provides the same degrees of recovery as the known method. However, further comparison of the table. 1 and 2 shows that the product yield was achieved by consuming significantly less energy than by the known method. From the point of view of extraction efficiency (determined by the amount of propane recalculated per unit of energy), the present invention provides a more than 5% increase in comparison with the known method in FIG. one.
Повышение эффективности извлечения, обеспечиваемое настоящим изобретением, по сравнению с известным способом на фиг. 1 обусловлено главным образом тремя факторами.The increase in extraction efficiency provided by the present invention compared to the known method of FIG. 1 is due mainly to three factors.
Во-первых, компактное расположение теплообменного устройства в секции охлаждения загружаемого газа 115а и в конденсационной секции 115Ъ перерабатывающей установки 115 устраняет падение давления в соединительных трубах, имеющихся в обычных перерабатывающих установках. В результате остаточный газ поступает в компрессор 14 под более высоким давлением, чем в известном способе, и тем самым уменьшается расход энергии на сжатие остаточного газа, чтобы уравнять его давление с давлением в газопроводе.Firstly, the compact arrangement of the heat exchanger in the cooling section of the feed gas 115a and in the condensation section 115b of the processing unit 115 eliminates the pressure drop in the connecting pipes available in conventional processing plants. As a result, the residual gas enters the compressor 14 at a higher pressure than in the known method, and thereby reduces the energy consumption for compressing the residual gas in order to equalize its pressure with the pressure in the gas pipeline.
Во-вторых, использование устройства тепломассообмена в деэтанизаторной секции 1156 обеспечивает одновременное нагревание дистилляционной жидкости, выходящей из устройства массообмена в деэтанизаторной секции 1156, позволяя образующимся парам контактировать с жидкостью и отпаривать летучие компоненты, и является более эффективным, чем использование обычной дистилляционной колонны с внешними ребойлерами. Летучие компоненты отпариваются из жидкости непрерывно, понижая концентрацию летучих компонентов в парах быстрее и тем самым увеличивая эффективность отпаривания в предлагаемом способе.Secondly, the use of heat and mass transfer device in the deethanizer section 1156 provides simultaneous heating of the distillation liquid exiting the mass transfer device in the deethanizer section 1156, allowing the vapors to come into contact with the liquid and to vaporize volatile components, and is more efficient than using a conventional distillation column with external reboilers . Volatile components are steamed from the liquid continuously, lowering the concentration of volatile components in the vapor faster and thereby increasing the efficiency of the steaming in the proposed method.
В-третьих, устройство тепломассообмена в сепараторной секции 115е, одновременно охлаждающее паровую часть потока 32 и конденсирующее более тяжелые углеводороды из пара, обеспечивает частичную ректификацию потока 34 перед его последующим расширением и подачей в качестве сырья в абсорбционную секцию 115с. В результате для ректификации подвергшегося расширению потока 34а с целью удаления из него С3-компонентов и более тяжелых углеводородов требуется меньший поток флегмы (поток 41), как показывает сопоставление скоростей потоков 41 в табл. 1 и 2.Thirdly, the heat and mass transfer device in the separator section 115e, while simultaneously cooling the vapor part of the stream 32 and condensing the heavier hydrocarbons from the steam, provides a partial rectification of the stream 34 before its subsequent expansion and supply as a raw material to the absorption section 115c. As a result, for rectification of the expanded stream 34a in order to remove the C 3 components and heavier hydrocarbons from it, a lower reflux stream (stream 41) is required, as shown by a comparison of the flow rates 41 in Table. 1 and 2.
Настоящее изобретение обеспечивают еще два преимущества перед известным способом, помимо повышения эффективности извлечения. Во-первых, компактное расположение перерабатывающей установки 115 в предлагаемом способе позволяет заменить шесть отдельных единиц оборудования в известном способе (теплообменники 10 и 17, сепаратор 11, сепаратор с дефлегматором 18, насос для орошенияThe present invention provides two more advantages over the known method, in addition to increasing extraction efficiency. Firstly, the compact arrangement of the processing unit 115 in the proposed method allows you to replace six separate pieces of equipment in the known method (heat exchangers 10 and 17, the separator 11, the separator with reflux condenser 18, an irrigation pump
- 7 025641 колонны 19 и фракционную колонну 15 на фиг. 1) на одну единицу оборудования (перерабатывающую установку 115 на фиг. 2). Это уменьшает размер участка, занимаемого оборудованием, устраняет соединительные трубы и уменьшает потребление энергии насосом для орошения колонны, тем самым уменьшая капитальные расходы и эксплуатационные расходы технологической установки, использующего предлагаемый способ, по сравнению с известными установками. Во-вторых, устранение соединительных труб приводит к значительному уменьшению количества фланцевых соединений на установке, использующей предлагаемый способ, по сравнению с известными установками, что уменьшает количество потенциальных источников утечек на установке. Углеводороды являются летучими органическими соединениями, и некоторые из них считаются вызывающими парниковый эффект, а другие могут являться предшественниками образования атмосферного озона, так что настоящее изобретение уменьшает количество выбросов в атмосферу, способных наносить ущерб окружающей среде.- 7,025,641 columns 19 and fractional column 15 in FIG. 1) per unit of equipment (processing plant 115 in Fig. 2). This reduces the size of the area occupied by the equipment, eliminates the connecting pipes and reduces the energy consumption of the pump for irrigation of the column, thereby reducing capital costs and operating costs of the technological installation using the proposed method, compared with the known installations. Secondly, the elimination of connecting pipes leads to a significant reduction in the number of flange connections at the installation using the proposed method, in comparison with known installations, which reduces the number of potential sources of leakage at the installation. Hydrocarbons are volatile organic compounds, and some of them are considered to cause a greenhouse effect, while others may be precursors to the formation of atmospheric ozone, so the present invention reduces the amount of atmospheric emissions that can harm the environment.
Другие примеры осуществления изобретения.Other embodiments of the invention.
Как было указано ранее для примера осуществления настоящего изобретения, изображенного на фиг. 2, первый поток дистилляционного пара 38 частично конденсируется, и образовавшийся конденсат используется для абсорбции ценных С3-компонентов и более тяжелых углеводородов из паров, выходящих из детандера. Однако настоящее изобретение не ограничивается этим примером осуществления. Например, может оказаться лучше подвергать обработке подобным образом лишь часть пара, выходящего из детандера, или использовать в качестве абсорбента лишь часть конденсата в тех случаях, когда по другим конструкторским соображениям часть пара из детандера или часть конденсата должна миновать абсорбционную секцию 115с перерабатывающей установки 115. Состояние загружаемого газа, размер установки, доступность оборудования и другие факторы могут показать, когда следует обходиться без детандера 13 или заменить его другим расширительным устройством (таким как расширительный клапан), или когда можно проводить или предпочитают проводить полную (а не частичную) конденсацию первого потока дистилляционного пара 38 в конденсационной секции 115Ь внутри перерабатывающей установки 115. Следует также отметить, что в зависимости от состава потока загружаемого газа может оказаться предпочтительным использовать внешний холодильник, чтобы обеспечить частичное охлаждение первого потока дистилляционного пара 38 в конденсационной секции 115Ь.As previously indicated for the exemplary embodiment of the present invention depicted in FIG. 2, the first distillation vapor stream 38 partially condenses, and the condensate formed is used to absorb valuable C 3 components and heavier hydrocarbons from the vapors exiting the expander. However, the present invention is not limited to this embodiment. For example, it may be better to treat in this way only part of the steam leaving the expander, or use only part of the condensate as absorbent in cases where, for other design reasons, part of the steam from the expander or part of the condensate should pass the absorption section 115c of the processing unit 115. The state of the gas loaded, the size of the installation, the availability of equipment and other factors can show when to do without expander 13 or replace it with another expansion device property (such as an expansion valve), or when it is possible or prefer to carry out full (rather than partial) condensation of the first distillation vapor stream 38 in the condensation section 115b inside the processing unit 115. It should also be noted that depending on the composition of the feed gas stream, it is preferable to use an external refrigerator to provide partial cooling of the first stream of distillation vapor 38 in the condensation section 115b.
В некоторых случаях может оказаться предпочтительным использовать внешний сепараторный сосуд для сепарации охлажденных первой и второй частей 32 и 33 или охлажденного загружаемого потока 31а, а не включение сепараторной секции 115е в состав перерабатывающей установки 115. Как показано на фиг. 8, для сепарации первой и второй частей 32 и 33 на паровой поток 34 и жидкостной поток можно использовать устройство тепломассообмена в сепараторе 11. Аналогичным образом, как показано на фиг. 9-13, для сепарации охлажденного загружаемого потока 31а на паровой поток 34 и жидкостной поток 35 можно использовать сепаратор 11.In some cases, it may be preferable to use an external separator vessel for separating the cooled first and second parts 32 and 33 or the cooled feed stream 31a rather than including the separator section 115e in the processing unit 115. As shown in FIG. 8, a heat and mass transfer device in the separator 11 can be used to separate the first and second parts 32 and 33 into a vapor stream 34 and a liquid stream. Similarly, as shown in FIG. 9-13, a separator 11 may be used to separate the cooled feed stream 31a into a vapor stream 34 and a liquid stream 35.
Использование и распределение жидкостного потока 35 из сепараторной секции 115е или сепаратора 11 и распределение жидкостного потока 43 из абсорбционной секции 115с для обеспечения технологического теплообмена, конкретное расположение теплообменников для охлаждения загружаемого газа (потоки 31 и/или 32) и первого потока дистилляционного пара 38, выбор технологических потоков для определенных теплообменов следует производить в каждом конкретном случае индивидуально. Например, на фиг. 4-6 и 10-12 поток дистилляционной жидкости 43 частично используется для охлаждения первого потока дистилляционного пара 38 в конденсационной секции 115Ь (фиг. 4, 5, 10 и 11), теплообменнике 10 (фиг. 6 и 12). В подобных случаях устройство тепломассообмена в сепараторной секции 115е (фиг. 4-6) или сепараторе 11 (фиг. 10-12) может оказаться ненужным. В примере осуществления, показанном на фиг. 4 и 10, насос 22 используется для подачи потока дистилляционной жидкости 43 в теплообменное устройство в конденсационной секции 115Ь. В примере осуществления, показанном на фиг. 5 и 11, конденсационная секция 115Ь расположена в перерабатывающей установке 115 под абсорбционной секцией 115с, так что поток дистилляционной жидкости 43 стекает через термосифон. В примерах осуществления, показанных на фиг. 6 и 12, используется теплообменник 10 вне перерабатывающей установки 115, и секция охлаждения загружаемого газа 115а расположена в перерабатывающей установке 115 под абсорбционной секцией 115с, так что поток дистилляционной жидкости 43 стекает через термосифон. (В примерах осуществления, показанных на фиг. 5, 6, 11 и 12, флегмовый насос 19 используется для подачи флегмы в места, расположенные выше той точки в перерабатывающей установке 115, где собирается жидкая фаза, конденсировавшаяся из потока 38). В некоторых случаях можно использовать поток дистилляционной жидкости 43 для охлаждения потока 32 в теплообменнике, установленном снаружи перерабатывающей установки 115, таком как теплообменник 10, показанное на фиг. 3-9. В некоторых случаях можно обойтись без нагревания потока дистилляционной жидкости 43 вообще, и использовать поток дистилляционной жидкости 43 в качестве флегмы, подавая его в верхнюю область деэтанизаторной секции 1156, как показано на фиг. 7 и 13 (для примера осуществления, показанного на фиг. 13, может потребоваться насос 22, стекание потока 43 самотеком может оказаться невозможным.).The use and distribution of the liquid stream 35 from the separator section 115e or the separator 11 and the distribution of the liquid stream 43 from the absorption section 115c to provide process heat transfer, the specific location of the heat exchangers for cooling the feed gas (streams 31 and / or 32) and the first distillation vapor stream 38, selection process flows for certain heat exchanges should be made individually in each case. For example, in FIG. 4-6 and 10-12, the distillation liquid stream 43 is partially used to cool the first distillation vapor stream 38 in the condensation section 115b (FIGS. 4, 5, 10 and 11), the heat exchanger 10 (FIGS. 6 and 12). In such cases, the heat and mass transfer device in the separator section 115e (Fig. 4-6) or the separator 11 (Fig. 10-12) may be unnecessary. In the embodiment shown in FIG. 4 and 10, pump 22 is used to supply a stream of distillation liquid 43 to a heat exchanger in the condensation section 115b. In the embodiment shown in FIG. 5 and 11, the condensation section 115b is located in the processing unit 115 under the absorption section 115c, so that the flow of the distillation liquid 43 flows through the thermosiphon. In the embodiments shown in FIG. 6 and 12, a heat exchanger 10 is used outside the processing unit 115, and the cooling section of the feed gas 115a is located in the processing unit 115 under the absorption section 115c, so that the flow of distillation liquid 43 flows through the thermosiphon. (In the embodiments shown in FIGS. 5, 6, 11 and 12, the reflux pump 19 is used to supply reflux to locations above that point in the processing unit 115 where the liquid phase condensed from stream 38 is collected.) In some cases, distillation liquid stream 43 can be used to cool stream 32 in a heat exchanger mounted outside the processing unit 115, such as the heat exchanger 10 shown in FIG. 3-9. In some cases, it is possible to dispense with heating the flow of distillation liquid 43 in general, and use the flow of distillation liquid 43 as reflux by feeding it to the upper region of the deethanizer section 1156, as shown in FIG. 7 and 13 (for the embodiment shown in FIG. 13, a pump 22 may be required; gravity flow 43 may not be possible.).
В зависимости от содержания более тяжелых углеводородов в загружаемом газе и от давления загружаемого газа охлажденные первая и вторая части 32 и 33, поступающие в сепараторную секцию 115е на фиг. 2 или в сепаратор 11 на фиг. 8 (или охлажденный поток загружаемого газа 31а, поступающий вDepending on the content of heavier hydrocarbons in the feed gas and on the pressure of the feed gas, the cooled first and second portions 32 and 33 entering the separator section 115e in FIG. 2 or to the separator 11 in FIG. 8 (or a cooled feed gas stream 31a entering
- 8 025641 сепараторную секцию 115е на фиг. 3-7 или в сепаратор 11 на фиг. 9-13), могут не содержать жидкости (поскольку их температуры выше точки росы или их давление больше криконденбары). В подобных случаях поток жидкости 35 отсутствует (изображен пунктирной линией). И тогда сепараторная секция 115е в перерабатывающей установке 115 (фиг. 2-7) или сепаратор 11 (фиг. 8-13) могут оказаться ненужными.- 8 025641 separator section 115e in FIG. 3-7 or to the separator 11 in FIG. 9-13), may not contain liquids (because their temperatures are above the dew point or their pressure is greater than Cricondenbar) In such cases, there is no fluid flow 35 (shown by a dashed line). And then the separator section 115e in the processing plant 115 (Fig. 2-7) or the separator 11 (Fig. 8-13) may be unnecessary.
В соответствии с настоящим изобретением можно использовать внешнее охлаждение в дополнение к охлаждению загружаемого газа и/или первого потока дистилляционного пара вторым потоком дистилляционного пара и потоком дистилляционной жидкости, особенно в случае богатого загружаемого газа. В тех случаях, когда необходимо дополнительное охлаждение загружаемого газа, в сепараторную секцию 115е можно включить устройство тепломассообмена (или коллектор для сбора газа в тех случаях, когда охлажденные первая и вторая части 32 и 33 или охлажденный загружаемый поток 31а не содержат жидкости), как показано пунктирной линией на фиг. 3-7, или можно включить устройство тепломассообмена в сепаратор 11, как показано пунктирной линией на фиг. 9-13. Это устройство тепломассообмена может представлять собой теплообменник из оребренных труб, пластинчатый теплообменник, теплообменник с напайными алюминиевыми пластинами или теплообменное устройство иного типа, включая многоходовые и/или многосервисные теплообменники. Это устройство тепломассообмена имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечивать теплообмен между потоком хладагента (например, пропана), текущим по проходу устройства тепломассообмена, потоком паровой части 31а, всплывающей вверх, так что хладагент еще сильнее охлаждает пар и конденсирует больше жидкости, которая стекает вниз, объединяясь с жидкостью потока 35. Как показано пунктирной линией на фиг. 2 и 8, устройство тепломассообмена в сепараторной секции 115е (фиг. 2) или сепараторе 11 (фиг. 8) могут включать устройства, обеспечивающие дополнительное охлаждение хладагентом. Или же можно использовать обычный вымораживатель газа для охлаждения потока 32, потока 33 и/или потока 31а хладагентом перед тем, как потоки 32 и 33 войдут в сепараторную секцию 115е (фиг. 2) или сепаратор 11 (фиг. 8), или перед тем, как поток 31а войдет в сепараторную секцию 115е (фиг. 3-7) или сепаратор 11 (фиг. 9-13). В тех случаях, когда необходимо дополнительное охлаждение первого потока дистилляционного пара, теплообменное устройство в конденсационной секции 115Ь перерабатывающей установки 115 (фиг. 2-5, 7-11 и 13) или теплообменник 10 (фиг. 6 и 12) могут иметь устройства, обеспечивающие дополнительное охлаждение хладагентом, как показано пунктирной линией.In accordance with the present invention, external cooling may be used in addition to cooling the feed gas and / or the first distillation vapor stream with a second distillation vapor stream and a distillation liquid stream, especially in the case of rich feed gas. In cases where additional cooling of the feed gas is necessary, a heat and mass transfer device (or a collector for collecting gas in cases where the cooled first and second parts 32 and 33 or the cooled feed stream 31a does not contain liquid) can be included in the separator section 115e, as shown the dashed line in FIG. 3-7, or the heat and mass transfer device may be included in the separator 11, as shown by the dashed line in FIG. 9-13. This heat and mass transfer device may be a finned tube heat exchanger, a plate heat exchanger, a heat exchanger with aluminum brazed plates, or another type of heat exchanger, including multi-pass and / or multi-service heat exchangers. This heat and mass transfer device is configured to provide heat exchange between the flow of the refrigerant (e.g., propane) flowing through the passage of the heat and mass transfer device, the flow of the vapor portion 31a floating up, so that the refrigerant cools the steam even more and condenses more liquid that flows down, combining with fluid flow 35. As shown by the dotted line in FIG. 2 and 8, the heat and mass transfer device in the separator section 115e (Fig. 2) or the separator 11 (Fig. 8) may include devices that provide additional refrigerant cooling. Alternatively, a conventional gas freezer may be used to cool stream 32, stream 33, and / or stream 31a with refrigerant before streams 32 and 33 enter separator section 115e (FIG. 2) or separator 11 (FIG. 8), or before as stream 31a enters separator section 115e (FIGS. 3-7) or separator 11 (FIGS. 9-13). In cases where additional cooling of the first distillation steam stream is necessary, the heat exchanger in the condensation section 115b of the processing unit 115 (Figs. 2-5, 7-11 and 13) or the heat exchanger 10 (Figs. 6 and 12) may have devices that provide additional refrigerant cooling as indicated by the dotted line.
В зависимости от типа теплообменных устройств, выбранных для теплообменного устройства в секции охлаждения загружаемого газа 115а и конденсационной секции 115Ь, можно объединить эти теплообменные устройства в одно многоходовое и/или многосервисное теплообменное устройство. В подобных случаях это многоходовое и/или многосервисное теплообменное устройство будет включать соответствующие средства для распределения, сепарации и объединения потока 31, потока 32, потока 33, первого потока дистилляционного пара 38, любого пара, выделившегося из охлажденного потока 38 и второго потока дистилляционного пара, чтобы производить требуемое охлаждение и нагревание.Depending on the type of heat exchanger selected for the heat exchanger in the cooling section of the feed gas 115a and the condensation section 115b, these heat exchangers can be combined into one multi-pass and / or multi-service heat exchanger. In such cases, this multi-pass and / or multi-service heat exchanger will include appropriate means for distributing, separating and combining stream 31, stream 32, stream 33, the first distillation vapor stream 38, any vapor released from the cooled stream 38 and the second distillation vapor stream, to produce the required cooling and heating.
Следует признать, что относительное количество конденсировавшейся жидкости, которое распределяется между потоками 41 и 42 на фиг. 2-6 и 8-12 будет зависеть от множества факторов, в том числе от давления газа, состава загружаемого газа и доступной мощности. В некоторых случаях может оказаться лучше загружать всю конденсировавшуюся жидкость в верхней области абсорбционной секции 115с в поток 41, а не в верхней области деэтанизаторной секции 1154 в поток 42, изображенный пунктирной линией. В подобных случаях нагретый поток дистилляционной жидкости 43а можно подавать в верхнюю область деэтанизаторной секции 1154 в качестве флегмы.It should be recognized that the relative amount of condensed liquid that is distributed between streams 41 and 42 in FIG. 2-6 and 8-12 will depend on many factors, including gas pressure, gas composition and available power. In some cases, it may be better to load all the condensed liquid in the upper region of the absorption section 115c into the stream 41 rather than in the upper region of the deethanizer section 1154 into the stream 42 shown by the dashed line. In such cases, the heated stream of distillation liquid 43a can be fed into the upper region of the deethanizer section 1154 as a reflux.
Настоящее изобретение обеспечивает более полное извлечение Сз-компонентов и более тяжелых углеводородов в пересчете на затраты, связанные с осуществлением способа. Уменьшение затрат на осуществление способа может проявляться в виде уменьшения потребления энергии на сжатие или повторное сжатие, уменьшения потребления энергии на внешнее охлаждение, уменьшения потребления энергии на ребойлинг колонны или их сочетания.The present invention provides a more complete extraction of C3 components and heavier hydrocarbons in terms of the costs associated with the implementation of the method. The reduction in the cost of implementing the method can be manifested in the form of a decrease in the energy consumption for compression or re-compression, a decrease in the energy consumption for external cooling, a decrease in the energy consumption for reboiling the column, or a combination thereof.
Хотя здесь было приведено описание предпочтительных примеров осуществления изобретения, специалистам в данной области не составит труда внести в них изменения, например адаптировать изобретение к различным условиям, типам загружаемого сырья или другим требованиям без отклонения от сущности настоящего изобретения, изложенной в приведенной ниже формуле.Although the preferred embodiments of the invention have been described herein, it will not be difficult for those skilled in the art to make changes to them, for example, adapting the invention to various conditions, types of feedstock or other requirements without departing from the spirit of the present invention set forth in the following formula.
Claims (32)
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US18636109P | 2009-06-11 | 2009-06-11 | |
US12/689,616 US9021831B2 (en) | 2009-02-17 | 2010-01-19 | Hydrocarbon gas processing |
US12/717,394 US9080811B2 (en) | 2009-02-17 | 2010-03-04 | Hydrocarbon gas processing |
PCT/US2010/029331 WO2010144172A1 (en) | 2009-06-11 | 2010-03-31 | Hydrocarbon gas processing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201270003A1 EA201270003A1 (en) | 2012-07-30 |
EA025641B1 true EA025641B1 (en) | 2017-01-30 |
Family
ID=56291166
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201270003A EA025641B1 (en) | 2009-06-11 | 2010-03-31 | Method of gas processing |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2440867A4 (en) |
JP (1) | JP5552160B2 (en) |
KR (1) | KR101680922B1 (en) |
CN (1) | CN102803881B (en) |
AR (1) | AR076383A1 (en) |
AU (1) | AU2010259245B2 (en) |
CA (1) | CA2764282C (en) |
CO (1) | CO6480937A2 (en) |
EA (1) | EA025641B1 (en) |
MX (1) | MX344122B (en) |
MY (1) | MY161443A (en) |
PE (1) | PE20121402A1 (en) |
WO (1) | WO2010144172A1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2764579C (en) * | 2010-03-31 | 2016-10-11 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9783470B2 (en) * | 2013-09-11 | 2017-10-10 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
MX363766B (en) * | 2013-12-06 | 2019-04-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids. |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090100862A1 (en) * | 2007-10-18 | 2009-04-23 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon Gas Processing |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3625017A (en) * | 1968-06-07 | 1971-12-07 | Mc Donnell Douglas Corp | Separation of components of hydrogen and hydrocarbon mixtures by plural distillation with heat exchange |
JPS546500B1 (en) * | 1976-02-15 | 1979-03-29 | ||
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5675054A (en) * | 1995-07-17 | 1997-10-07 | Manley; David | Low cost thermal coupling in ethylene recovery |
US6205813B1 (en) * | 1999-07-01 | 2001-03-27 | Praxair Technology, Inc. | Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane |
US7310971B2 (en) * | 2004-10-25 | 2007-12-25 | Conocophillips Company | LNG system employing optimized heat exchangers to provide liquid reflux stream |
US20020166336A1 (en) * | 2000-08-15 | 2002-11-14 | Wilkinson John D. | Hydrocarbon gas processing |
UA76750C2 (en) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Method for liquefying natural gas (versions) |
CA2515999C (en) * | 2003-02-25 | 2012-12-18 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
EA010538B1 (en) * | 2004-04-26 | 2008-10-30 | Ортлофф Инджинирс, Лтд. | Natural gas liquefaction |
PE20060989A1 (en) * | 2004-12-08 | 2006-11-06 | Shell Int Research | METHOD AND DEVICE FOR PRODUCING A LIQUID NATURAL GAS CURRENT |
-
2010
- 2010-03-31 EP EP10786524.8A patent/EP2440867A4/en not_active Withdrawn
- 2010-03-31 AU AU2010259245A patent/AU2010259245B2/en not_active Ceased
- 2010-03-31 EA EA201270003A patent/EA025641B1/en not_active IP Right Cessation
- 2010-03-31 KR KR1020127000145A patent/KR101680922B1/en active IP Right Grant
- 2010-03-31 CA CA2764282A patent/CA2764282C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-03-31 CN CN201080025495.3A patent/CN102803881B/en active Active
- 2010-03-31 WO PCT/US2010/029331 patent/WO2010144172A1/en active Application Filing
- 2010-03-31 MX MX2011013071A patent/MX344122B/en active IP Right Grant
- 2010-03-31 MY MYPI2011005771A patent/MY161443A/en unknown
- 2010-03-31 JP JP2012514955A patent/JP5552160B2/en active Active
- 2010-04-22 AR ARP100101345A patent/AR076383A1/en active IP Right Grant
-
2011
- 2011-03-31 PE PE2011002074A patent/PE20121402A1/en active IP Right Grant
- 2011-12-22 CO CO11177221A patent/CO6480937A2/en active IP Right Grant
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090100862A1 (en) * | 2007-10-18 | 2009-04-23 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon Gas Processing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201270003A1 (en) | 2012-07-30 |
EP2440867A4 (en) | 2018-04-18 |
EP2440867A1 (en) | 2012-04-18 |
AU2010259245A1 (en) | 2012-02-23 |
KR101680922B1 (en) | 2016-11-29 |
AU2010259245B2 (en) | 2016-09-29 |
MX2011013071A (en) | 2012-02-01 |
KR20120028359A (en) | 2012-03-22 |
CO6480937A2 (en) | 2012-07-16 |
MY161443A (en) | 2017-04-14 |
JP2012529621A (en) | 2012-11-22 |
CN102803881B (en) | 2015-08-19 |
CA2764282C (en) | 2016-01-05 |
WO2010144172A1 (en) | 2010-12-16 |
MX344122B (en) | 2016-12-06 |
JP5552160B2 (en) | 2014-07-16 |
AU2010259245A2 (en) | 2012-05-10 |
PE20121402A1 (en) | 2012-10-26 |
CN102803881A (en) | 2012-11-28 |
AR076383A1 (en) | 2011-06-08 |
CA2764282A1 (en) | 2010-12-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9939196B2 (en) | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly | |
CA2752291C (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR20120026607A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR20120026617A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
AU2011233579B2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EA025641B1 (en) | Method of gas processing | |
EA023957B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR101758394B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EA024494B1 (en) | Process for separation of a gas stream | |
KR101676069B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR101687851B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
AU2011233648B2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR101714101B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
CA2764579C (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR20130018218A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EP2553368A1 (en) | Hydrocarbon gas processing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment |