EA031531B1 - Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ - Google Patents

Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ Download PDF

Info

Publication number
EA031531B1
EA031531B1 EA201691170A EA201691170A EA031531B1 EA 031531 B1 EA031531 B1 EA 031531B1 EA 201691170 A EA201691170 A EA 201691170A EA 201691170 A EA201691170 A EA 201691170A EA 031531 B1 EA031531 B1 EA 031531B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
freezing zone
controlled freezing
section
controlled
zone
Prior art date
Application number
EA201691170A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691170A1 (ru
Inventor
Хайме А. Валенсия
Гарри В. Декман
Чарльз Дж. Март
Джеймс Т. Уилкинс
Пол Скотт Нортроп
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201691170A1 publication Critical patent/EA201691170A1/ru
Publication of EA031531B1 publication Critical patent/EA031531B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/067—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/42—Regulation; Control
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/04—Purification; Separation; Use of additives by distillation
    • C07C7/05—Purification; Separation; Use of additives by distillation with the aid of auxiliary compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—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 carbon dioxide
    • 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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation 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
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/543—Distillation, fractionation or rectification for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/58—Control or regulation of the fuel preparation of upgrading process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/60—Measuring or analysing fractions, components or impurities or process conditions during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate formation
    • 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
    • F25J2200/50—Processes or apparatus using separation by rectification using multiple (re-)boiler-condensers at different heights of the 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
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
    • 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
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Abstract

Изобретение представляет способ разделения сырьевого потока в ректификационной колонне, который включает разделение сырьевого потока в отпарной секции на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости и паровой поток зоны замораживания; контактирование парового потока зоны замораживания в секции зоны контролируемого замораживания с жидкостным потоком зоны замораживания при температуре и давлении, при которых формируются твердое вещество и обогащенный углеводородом паровой поток; непосредственное подведение тепла к стенке зоны контролируемого замораживания в секции зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства, сопряженного по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания на стенке зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания на стенке зоны контролируемого замораживания; и по меньшей мере одно из дестабилизации твердого вещества и предотвращения его прилипания к стенке зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства.

Description

Изобретение относится к системе и способу разделения сырьевого потока в ректификационной колонне. Система и способ могут дестабилизировать твердые вещества, которые могут налипать и/или накапливаться в секции зоны контролируемого замораживания. Система и способ могут предотвращать налипание и/или накопление твердых веществ, которые могут прилипать и накапливаться в секции зоны контролируемого замораживания. Фиг. 1-8 изобретения показывают разнообразные аспекты системы и способа.
Система и способ могут разделять сырьевой поток, содержащий метан и загрязняющие примеси.
- 3 031531
Система может включать ректификационную колонну 104, 204 (фиг. 1-4). Ректификационная колонна 104, 204 может отделять загрязняющие примеси от метана.
Ректификационная колонна 104, 204 может быть подразделена на три функциональных секции: нижнюю секцию 106, срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания и верхнюю секцию 110. Ректификационная колонна 104, 204 может включать три функциональных секции, когда требуется и/или желательна верхняя секция 110. Ректификационная колонна 104, 204 может включать только две функциональных секции, когда верхняя секция 110 не требуется и/или нежелательна. Когда ректификационная колонна не включает верхнюю секцию 110, часть пара, выходящего из срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, может быть выведена из ректификационной колонны 104, 204 по трубопроводу 21 для отведения паров из срединной секции зоны контролируемого замораживания, если они не соответствуют техническим условиям ввиду слишком высокого содержания загрязняющих примесей, или для использования в качестве топлива, или для других целей, причем остальной пар не выводится в трубопровод 14. Трубопровод 14 входит в конденсатор 122, где часть пара может быть сконденсирована и возвращена в качестве жидкостного потока, распыляемого через распылительный узел 129. Кроме того, трубопроводы 18 и 20 на фиг. 1 и 3 или трубопровод 18 на фиг. 2 и 4 могут быть исключены, элементы 124 и 126 на фиг. 1 и 3 могут быть одними и теми же, и элементы 150 и 128 на фиг. 1 и 3 могут быть одинаковыми. Поток в трубопроводе 14 на фиг. 1 и 3, теперь отбирающий пары, которые выходят из срединной секции 108 контролируемого замораживания, направляет эти пары в конденсатор 122.
Нижняя секция 106 также может называться отпарной секцией. Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания также может называться секцией зоны контролируемого замораживания. Верхняя секция 110 также может называться ректификационной секцией.
Секции ректификационной колонны 104 могут быть заключены внутри единого резервуара (фиг. 1 и 3). Например, нижняя секция 106, срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания и верхняя секция 110 могут находиться внутри единого резервуара 164.
Секции ректификационной колонны 204 могут быть заключены внутри многочисленных резервуаров с образованием конфигурации раздельных колонн (фиг. 2 и 4). Каждый из резервуаров может быть отделен от других резервуаров. Система трубопроводов и/или еще одно подходящее устройство могут соединять один резервуар с еще одном резервуаром. В этом примере нижняя секция 106, срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания и верхняя секция 110 могут быть заключены внутри двух или многих резервуаров. Например, как показано на фиг. 2 и 4, верхняя секция 110 может быть размещена внутри единого резервуара 254, и нижняя 106 и срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания могут находиться внутри единого резервуара 264. Когда имеет место такая ситуация, жидкостный поток, выходящий из верхней секции 110, может выходить через нижний жидкостный выпускной патрубок 260. Нижний жидкостный выпускной патрубок 260 находится в нижней части верхней секции 110. Хотя это не показано, каждая из секций может быть размещена в своем собственном отдельном резервуаре, или же одна или многие секции могут быть расположены внутри отдельных резервуаров, или верхняя секция и секция зоны контролируемого замораживания могут быть размещены внутри единого резервуара, и нижняя секция может быть заключена внутри единого резервуара, и т.д. Когда секции ректификационной колонны находятся внутри резервуаров, резервуары могут быть размещены друг рядом с другом вдоль горизонтальной линии, и/или же друг над другом вдоль вертикальной линии.
Конфигурация раздельных колонн может быть благоприятной в ситуациях, где должны приниматься во внимание высота ректификационной колонны, соображения перемещения, и/или транспортные проблемы, такие как для отдаленных мест. Эта конфигурация раздельных колонн обеспечивает возможность независимой работы одной или многих секций. Например, когда верхняя секция расположена внутри единого резервуара, и нижняя секция и секция зоны контролируемого замораживания размещены внутри единого резервуара, в верхней секции может происходить независимое формирование флегмовых жидкостей с использованием, по существу, не содержащего загрязняющих примесей, почти углеводородного потока из трубопровода для сжатого газа или соседнего углеводородного трубопровода. И флегма может быть использована для охлаждения верхней секции, установления надлежащего температурного профиля в верхней секции, и/или для создания запаса жидкости в нижней части верхней секции, служащего в качестве начального источника распыляемых жидкостей для срединной секции зоны контролируемого замораживания. Кроме того, срединная секция зоны контролируемого замораживания и нижняя секция могут быть независимо подготовлены замораживанием сырьевого потока, подачей его в оптимальное местоположение, которое находится в нижней секции или в срединной секции зоны контролируемого замораживания, формированием жидкостей для нижней секции и срединной секции зоны контролируемого замораживания, и удалением паров из срединной секции зоны контролируемого замораживания, когда они выходят за пределы технических условий ввиду слишком высокого содержания загрязняющих примесей. Кроме того, жидкость из верхней секции может периодически или непрерывно распыляться, создавая уровень жидкости в нижней части срединной секции зоны контролируемого замораживания, и снижая содержание загрязняющей примеси в срединной секции зоны контролируемого замораживания и доводя его до состояния почти неизменного уровня, так что два резервуара могут быть соединены, чтобы направлять паровой поток из срединной секции зоны контролируемого замораживания
- 4 031531 в верхнюю секцию, непрерывно распыляя жидкость из нижней части верхней секции в срединную секцию зоны контролируемого замораживания и стабилизируя операции в условиях установившегося режима. В конфигурации раздельных колонн может использоваться отстойник верхней секции в качестве приемника жидкости для насоса 128, тем самым устраняя необходимость в приемнике 126 жидкости на фиг. 1 и 3.
Система также может включать теплообменник 100 (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 может поступать в теплообменник 100 перед входом в ректификационную колонну 104, 204. Сырьевой поток 10 может быть охлажден внутри теплообменника 100. Теплообменник 100 помогает снизить температуру сырьевого потока 10 до уровня, пригодного для введения в ректификационную колонну 104, 204.
Система может включать расширительное устройство 102 (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 перед поступлением в ректификационную колонну 104, 204 может входить в расширительное устройство 102. Сырьевой поток 10 может быть расширен в расширительном устройстве 102 после выхода из теплообменника 100. Расширительное устройство 102 содействует снижению температуры сырьевого потока 10 до уровня, пригодного для введения в ректификационную колонну 104, 204. Расширительное устройство 102 может представлять собой любое подходящее устройство, такое как клапан. Если расширительное устройство 102 представляет собой клапан, клапан может быть любым пригодным клапаном, который может содействовать охлаждению сырьевого потока 10 перед его поступлением в ректификационную колонну 104, 204. Например, расширительное устройство 102 может включать клапан Джоуля-Томсона (J-T).
Система может включать сырьевой сепаратор 103 (фиг. 3-4). Сырьевой поток может входить в сырьевой сепаратор перед поступлением в ректификационную колонну 104, 204. Сырьевой сепаратор 103 может разделять сырьевой поток, содержащий смешанный жидкостный и паровой поток, на жидкостный поток и паровой поток. Трубопроводы 12 могут быть протяженными от сырьевого сепаратора до ректификационной колонны 104, 204. Один из трубопроводов 12 может принимать паровой поток из сырьевого сепаратора. Еще один из трубопроводов 12 может принимать жидкостный поток из сырьевого сепаратора. Каждый из трубопроводов 12 может быть протяженным до одной и той же и/или других секций (т.е. срединной секции зоны контролируемого замораживания и нижней секции) ректификационной колонны 104, 204. Расширительное устройство 102 может быть или может не быть ниже по потоку относительно сырьевого сепаратора 103. Расширительное устройство 102 может включать многочисленные расширительные устройства 102 таким образом, что каждый трубопровод 12 имеет расширительное устройство 102.
Система может включать дегидрационное устройство 261 (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 может входить в дегидрационное устройство 261 перед поступлением в ректификационную колонну 104, 204. Сырьевой поток 10 входит в дегидрационное устройство 261 перед поступлением в теплообменник 100 и/или в расширительное устройство 102. Дегидрационное устройство 261 удаляет воду из сырьевого потока 10, чтобы предотвратить последующие связанные с присутствием воды проблемы в теплообменнике 100, расширительном устройстве 102, сырьевом сепараторе 103 или в ректификационной колонне 104, 204. Вода может создавать проблему образования отдельной водной фазы (т.е. льда и/или гидрата), которая закупоривает трубопроводы, засоряет оборудование или оказывает негативное влияние на процесс ректификации. Дегидрационное устройство 261 обезвоживает сырьевой поток до точки росы, достаточно низкой, чтобы гарантировать, что отдельная водная фаза не будет образовываться в любом месте ниже по потоку на всем протяжении последующего процесса. Дегидрационное устройство может представлять собой любое подходящее обезвоживающее устройство, такое как молекулярные сита или гликолевый дегидратор.
Система может включать фильтрационный блок (не показан). Сырьевой поток 10 может входить в фильтрационный блок перед поступлением в ректификационную колонну 104, 204. Фильтрационный блок может удалять нежелательные загрязняющие примеси из сырьевого потока перед тем, как сырьевой поток поступает в ректификационную колонну 104, 204. В зависимости от того, какие загрязняющие примеси должны быть удалены, фильтрационный блок может быть до или после дегидрационного устройства 261, и/или до или после теплообменника 100.
Система может включать трубопровод 12 (фиг. 1-4). Трубопровод также может называться впускным каналом 12. Сырьевой поток 10 может быть введен в ректификационную колонну 104, 204 через трубопровод 12. Трубопровод 12 может быть протяженным до нижней секции 106 или срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания ректификационной колонны 104, 204. Например, трубопровод 12 может проходить до нижней секции 106 так, что сырьевой поток 10 может поступать в нижнюю секцию 106 ректификационной колонны 104, 204 (фиг. 1-4). Трубопровод 12 может непосредственно или косвенно доходить до нижней секции 106 или срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Трубопровод 12 может быть протяженным до наружной поверхности ректификационной колонны 104, 204 перед входом в ректификационную колонну.
Нижняя секция 106 сформирована и предназначена для разделения сырьевого потока 10 на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости (т.е. жидкостного потока) и паровой поток зоны замораживания (т.е. паровой поток). Нижняя секция 106 разделяет сырьевой поток при температуре и
- 5 031531 давлении, при которых твердые вещества не образуются. Жидкостный поток может содержать большее количество загрязняющих примесей, чем метана. Паровой поток может включать большее количество метана, нежели загрязняющих примесей. В любом случае паровой поток является более легким, чем жидкостный поток. В результате этого паровой поток поднимается из нижней секции 106, и жидкостный поток падает на дно нижней секции 106.
Нижняя секция 106 может включать оборудование и/или быть соединенной с ним, которое разделяет сырьевой поток. Оборудование может включать любое подходящее оборудование для отделения метана от загрязняющих примесей, такое как одна или многие насадочные секции 181, или одна или многие ректификационные тарелки с перфорациями, сливными патрубками или затворами сливных отверстий (фиг. 1-4).
Оборудование может включать компоненты, которые подводят тепло к потоку с образованием парового потока и жидкостного потока. Например, оборудование может включать первый кипятильник 112, который подводит тепло к потоку. Первый кипятильник 112 может быть размещен снаружи ректификационной колонны 104, 204. Оборудование также может включать второй кипятильник 172, который подводит тепло к потоку. Второй кипятильник 172 может быть размещен снаружи ректификационной колонны 104, 204. Трубопровод 117 может проходить от ректификационной колонны до второго кипятильника 172. Трубопровод 17 может быть проложен от второго кипятильника 172 до ректификационной колонны. Также могут быть применены дополнительные кипятильники, сформированные подобно описанному выше второму кипятильнику.
Первый кипятильник 112 может подводить тепло к жидкостному потоку, который выходит из нижней секции 106 через жидкостный выпускной патрубок 160 нижней секции 106. Жидкостный поток может двигаться от жидкостного выпускного патрубка 160 по трубопроводу 28 до достижения первого кипятильника 112 (фиг. 1-4). Количество тепла, подводимого к жидкостному потоку первым кипятильником 112, может быть увеличено для отделения большего количества метана от загрязняющих примесей. Чем больше тепла подводит первый кипятильник 112 к потоку, тем больше метана отделяется от жидких загрязняющих примесей, хотя также будет испаряться большее количество загрязняющих примесей.
Первый кипятильник 112 также может подводить тепло к потоку внутри ректификационной колонны 104, 204. Более конкретно, подводимое первым кипятильником 112 тепло обогревает нижнюю секцию 106. Это тепло распространяется вверх от нижней секции 106 и является источником тепла для нагревания твердых веществ, поступающих на узел 139 плавильной тарелки (фиг. 1-4) срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, так, что твердые вещества образуют жидкость и/или суспензионную смесь.
Второй кипятильник 172 подводит тепло к потоку внутри нижней секции 106. Это тепло подводится ближе к срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, чем тепло, подводимое первым кипятильником 112. В результате этого тепло, подводимое вторым кипятильником 172, достигает срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания быстрее, чем тепло, подводимое первым кипятильником 112. Второй кипятильник 172 также содействует концентрированию энергии.
Оборудование может включать узел 135 полуглухой тарелки (фиг. 1-4). Падая на дно нижней секции 106, жидкостный поток может сталкиваться с одним или многими узлами 135 полуглухих тарелок.
Каждый узел 135 полуглухой тарелки включает тарелку 131 с патрубком для прохода газа, которая собирает жидкостный поток внутри нижней секции 106. Жидкостный поток, который собирается на тарелке 131 с патрубком для прохода газа, может быть подан на второй кипятильник 172. После того, как жидкостный поток нагрет во втором кипятильнике 172, поток может быть возвращен в срединную секцию 106 зоны контролируемого замораживания для передачи тепла в срединную секцию 106 зоны контролируемого замораживания и/или на узел 139 плавильной тарелки. Неиспаренный поток, выходящий из второго кипятильника 172, может быть направлен обратно в ректификационную колонну 104, 204 ниже тарелки 131 с патрубком для прохода газа. Паровой поток, выходящий из второго кипятильника 172, может быть проведен под или над тарелкой 131 с патрубком для прохода газа, когда паровой поток поступает в ректификационную колонну 104, 204.
Тарелка 131 с патрубком для прохода газа может включать один или многие паропропускные патрубки 137. Паропропускной патрубок 137 служит в качестве канала, который пропускает паровой поток в нижнюю секцию 106. Паровой поток проходит через отверстие в тарелке 131 с патрубком для прохода газа у дна паропропускного патрубка 137 до верха паропропускного патрубка 137. Отверстие находится ближе к дну нижней секции 106, чем к нижней части срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Верх находится ближе к нижней части срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, нежели к дну нижней секции 106.
Каждый паропропускной патрубок 137 имеет присоединенную к нему крышку 133 паропропускного патрубка. Крышка 133 паропропускного патрубка накрывает верхнее отверстие 138 паропропускного патрубка на паропропускном патрубке 137. Крышка 133 паропропускного патрубка предотвращает поступление жидкостного потока в паропропускной патрубок 137. Паровой поток выходит из узла 135 полуглухой тарелки через верхнее отверстие 138 паропропускного патрубка.
После падения на дно нижней секции 106, жидкостный поток выходит из ректификационной ко
- 6 031531 лонны 104, 204 через жидкостный выпускной патрубок 160. Жидкостный выпускной патрубок 160 находится внутри нижней секции 106 (фиг. 1-4). Жидкостный выпускной патрубок 160 может быть размещен у дна нижней секции 106.
После выхода через жидкостный выпускной патрубок 160 сырьевой поток может двигаться через трубопровод 28 к первому кипятильнику 112. Сырьевой поток может быть нагрет первым кипятильником 112, и затем пар может повторно поступать в нижнюю секцию 106 по трубопроводу 30. Неиспаренная жидкость может продолжать выходить из процесса ректификации по трубопроводу 24.
Система может включать расширительное устройство 114 (фиг. 1-4). После поступления в трубопровод 24 нагретый жидкостный поток может быть подвергнут расширению в расширительном устройстве 114. Расширительное устройство 114 может представлять собой любое подходящее устройство, такое как клапан. Клапан 114 может быть любым пригодным клапаном, таким как J-T-клапан.
Система может включать теплообменник 116 (фиг. 1-4). Жидкостный поток, нагретый первым кипятильником 112, может быть охлажден или нагрет в теплообменнике 116. Теплообменник 116 может представлять собой устройство прямого теплообмена или косвенного теплообмена. Теплообменник 116 может включать любой пригодный теплообменник.
Паровой поток в нижней секции 106 поднимается вверх из нижней секции 106 в срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания. Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания сформирована и предназначена для разделения сырьевого потока 10, введенного в срединную секцию зоны контролируемого замораживания, или на верх нижней секции 106, на твердое вещество и паровой поток. Твердое вещество может содержать больше загрязняющих примесей, нежели метана. Паровой поток (т.е. обогащенный метаном паровой поток) может содержать больше метана, нежели загрязняющих примесей.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания включает нижнюю секцию 40 и верхнюю секцию 39 (фиг. 5). Нижняя секция 40 находится под верхней секцией 39.
Нижняя секция 40 непосредственно примыкает к верхней секции 39.
Нижняя секция 40 главным образом, но не исключительно, представляет собой секцию нагревания в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Верхняя секция 39 главным образом, но не исключительно, представляет собой секцию охлаждения в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Температура и давление в верхней секции 39 выбираются таким образом, что твердое вещество может образовываться в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания может включать узел 139 плавильной тарелки, который удерживается в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания (фиг. 14). Узел 139 плавильной тарелки находится внутри нижней секции 40 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Узел 139 плавильной тарелки не размещается внутри верхней секции 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Узел 139 плавильной тарелки сформирован и предназначен для расплавления твердого вещества, образованного в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Когда теплый паровой поток поднимается из нижней секции 106 в срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания, паровой поток сразу же сталкивается с узлом 139 плавильной тарелки и подводит тепло для расплавления твердого вещества. Узел 139 плавильной тарелки может включать по меньшей мере одну плавильную тарелку 118, барботажный колпачок 132, жидкость 130 и нагревательное(ные) устройство(ва) 134.
Плавильная тарелка 118 может собирать жидкость и/или суспензионную смесь. Плавильная тарелка 118 отделяет по меньшей мере часть срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания от нижней секции 106. Плавильная тарелка 118 находится у днища 45 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Один или многие барботажные колпачки 132 могут действовать как каналы для парового потока, поднимающегося из нижней секции 106 в срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания. Барботажный колпачок 132 может создавать путь для парового потока вверх через паропропускной стакан 140 и затем вниз и вокруг паропропускного стакана 140 на плавильную тарелку 118. Паропропускной стакан 140 накрыт колпачком 141. Колпачок 141 препятствует поступлению жидкости в паропропускной стакан, и также помогает предотвратить попадание твердых веществ в паропропускной стакан 140. Прохождение парового потока через барботажный колпачок 132 позволяет паровому потоку переносить тепло к жидкости 130 внутри узла 139 плавильной тарелки.
Одно или многие нагревательные устройства 134 могут дополнительно нагревать жидкость 130, чтобы облегчить расплавление твердых веществ с образованием жидкости и/или суспензионной смеси. Нагревательное(ые) устройство(ва) 134 может(гут) быть размещено(ны) внутри узла 139 плавильной тарелки. Например, как показано на фиг. 1-4, нагревательное устройство 134 может быть размещено вокруг барботажных колпачков 132. Нагревательное устройство 134 может представлять собой любое подходящее устройство, такое как нагревательный змеевик. Источник тепла нагревательного устройства 134 может быть любым пригодным источником тепла.
Жидкость 130 в узле 139 плавильной тарелки нагревается паровым потоком. Жидкость 130 также
- 7 031531 может быть нагрета одним или многими нагревательными устройствами 134. Жидкость 130 содействует расплавлению образовавшихся в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания твердых веществ до жидкости и/или суспензионной смеси. Более конкретно, тепло, перенесенное паровым потоком, нагревает жидкость, тем самым обеспечивая нагревание до расплавления твердых веществ. Жидкость 130 находится на уровне, достаточном для расплавления твердых веществ.
Будучи в жидкости 130, углеводороды могут быть отделены от загрязняющих примесей. Углеводороды, отделенные от загрязняющих примесей, могут образовывать часть парового потока (т.е. обогащенного углеводородами парового потока), и могут подниматься из нижней секции 40 в верхнюю секцию 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания может включать нагревательное устройство 36, 136. Нагревательное устройство 36, 136 может быть соединено по меньшей мере с одной из внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5) на стенке 46 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5), и наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5-7) на стенке 46 зоны контролируемого замораживания.
Внутренняя поверхность 31 зоны контролируемого замораживания представляет собой внутреннюю поверхность срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5). Внутренняя поверхность 31 зоны контролируемого замораживания может не быть самой внутренней поверхностью срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, когда нагревательное устройство сопряжено с внутренней поверхностью 31 зоны контролируемого замораживания. Нагревательное устройство может быть самой внутренней поверхностью срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Наружная поверхность 47 зоны контролируемого замораживания представляет собой наружную поверхность срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5). Наружная поверхность 47 зоны контролируемого замораживания может не быть самой наружной поверхностью срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Поверх наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания может находиться изоляция 34 и ее обшивка 35 (фиг. 5). Изоляция 34 и ее обшивка 35 могут представлять собой самую наружную поверхность срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Изоляция 34 может быть размещена поверх наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания так, что наружная поверхность 47 зоны контролируемого замораживания может быть на наружной поверхности срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Нагревательное устройство 36, 136 может регулироваться таким образом, чтобы обеспечивать оптимальное количество тепла для дестабилизации твердых веществ и/или предотвращения их налипания в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Нагревательное устройство 36, 136 может регулироваться таким образом, чтобы предотвращать любые вредные воздействия от поступления избыточного тепла в срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания. По существу, сопряжение регулируется так, что тепло, выделяемое нагревательным устройством 36, 136, локализуется на стенке 46 зоны контролируемого замораживания, где налипают твердые вещества.
Для подведения оптимального количества тепла нагревательное устройство 36, 136 может регулироваться с помощью терморегулятора или регулятора электрической мощности. Терморегулятор контролирует температуру нагревательного устройства 36, 136. Регулятор электрической мощности регулирует электрическую мощность нагревательного устройства 36, 136.
Нагревательное устройство 36, 136 может быть размещено выше и/или ниже самой верхней части узла 139 плавильной тарелки в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Нагревательное устройство 36, 136 может находиться в самой верхней секции 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Нагревательное устройство 36, 136 может включать одно или многие нагревательные устройства 36, 136. Например, как показано на фиг. 5-7, нагревательное устройство 36, 136 может включать три нагревательных устройства. Каждое из нагревательных устройств 36, 136 может непосредственно соседствовать с еще одним из нагревательных устройств. Одно или многие нагревательные устройства 36, 136 могут быть размещены внутри зоны нагревания срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Каждое из нагревательных устройств 36, 136 внутри зоны нагревания ответственно за нагревание участка стенки 46 зоны контролируемого замораживания в пределах зоны нагревания. Могут быть предусмотрены многочисленные зоны нагревания.
Когда нагревательное устройство 36, 136 включает многочисленные нагревательные устройства, одно или многие из нагревательных устройств могут быть или могут не быть соединены между собой. Когда нагревательные устройства соединены, нагревательные устройства могут действовать совместно. Когда нагревательные устройства не соединены, нагревательные устройства могут действовать независимо. Независимая работа нагревательных устройств может обеспечивать возможность оптимального контроля нагревания одной или многих зон нагревания в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Независимая работа нагревательных устройств может создавать возможность меньшего совокупного нагревания срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, повышая тем са
- 8 031531 мым эффективность ректификационной колонны 104, 204. Когда нагревательные устройства соединены, нагревательные устройства могут работать в зависимости друг от друга. Совокупное действие нагревательных устройств может обеспечивать возможность работы нагревательных устройств более простым путем, чем независимая работа нагревательного устройства.
Количество и/или размер нагревательных устройств 36, 136 в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания могут зависеть от множества факторов. Эти факторы могут включать габариты ректификационной колонны 104, 204, толщину стенки 46 зоны контролируемого замораживания, температуру потока распыляемой жидкости, которая распыляется из распылительного узла 129, величину расхода сырьевого потока 10, и/или температуру снаружи ректификационной колонны 104, 204. Чем большее количество сырьевого потока 10 поступает в ректификационную колонну 104, 204, тем больше поток распыляемой жидкости, который распыляется. Чем толще стенка 46 зоны контролируемого замораживания, и/или чем ниже температура снаружи ректификационной колонны 104, 204, тем большее количество тепла может потребоваться от нагревательного устройства 36, 136.
Нагревательное устройство 36, 136 дестабилизирует твердые вещества и/или предотвращает их прилипание к стенке 46 зоны контролируемого замораживания. Будучи полностью нагретым, нагревательное устройство 36, 136 имеет температуру выше температуры затвердевания твердого вещества. Таким образом, снижается способность твердого вещества накапливаться и/или налипать на стенке 46 зоны контролируемого замораживания, поскольку предотвращается прилипание твердых веществ к стенке 46 зоны контролируемого замораживания, и/или налипшие твердые вещества дестабилизируются нагревательным устройством 36, 136. Если же любое твердое вещество уже налипло на стенку 46 зоны контролируемого замораживания, например, до того, как нагревательное устройство 36, 136 было включено или нагрето до температуры выше температуры затвердевания твердого вещества, или вследствие нарушения эксплуатационного режима, нагревательное устройство 36, 136 вызывает отслоение твердого вещества от стенки 46 зоны контролируемого замораживания после того, как нагревательное устройство 36, 136 доводится о температуры выше температуры затвердевания твердого вещества.
Нагревательное устройство 36, 136 может пролегать полностью вдоль по меньшей мере одной из внутренней окружности 49 внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания и наружной окружности 51 наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания. В альтернативном варианте, нагревательное устройство 36, 136 может быть протяженным вдоль участка по меньшей мере одной из внутренней окружности 49 и наружной окружности 51. Величина внутренней или наружной окружности, вдоль которой является протяженным нагревательное устройство 36, 136, зависит от величины стенки 46 зоны контролируемого замораживания, нагреваемой нагревательным устройством 36, 136.
Нагревательное устройство 36, 136 может представлять собой любое нагревательное устройство 36, 136. Например, нагревательное устройство 36, 136 может быть одним из змеевика 42 (фиг. 6) и электрического проводника 43 (фиг. 7). Когда нагревательное устройство 36, 136 сопряжено с внутренней поверхностью 31 зоны контролируемого замораживания, нагревательное устройство 36, 136 может представлять собой любой источник тепла, который может быть безопасно размещен внутри ректификационной колонны, например, без возможности стать потенциальной причиной возгорания.
Когда нагревательное устройство 36, 136 представляет собой змеевик, в змеевик 42 может поступать текучая среда при температуре выше температуры затвердевания твердого вещества. Текучая среда внутри змеевика 42 передает тепло по меньшей мере одной из стенок 46 зоны контролируемого замораживания, внутренности верхней секции 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, и жидкости на плавильной тарелке 118. Переданное тепло дестабилизирует твердое вещество и/или предотвращает его прилипание к стенке 46 зоны контролируемого замораживания. Текучая среда внутри змеевика 42 переносит тепло непосредственно на стенку 46 зоны контролируемого замораживания, когда змеевик 42 соединен с наружной поверхностью 47 зоны контролируемого замораживания или внутренней поверхностью 31 зоны контролируемого замораживания. Когда нагревательное устройство 36, 136 присоединено к внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания, нагревательное устройство 36, 136 представляет собой змеевик 42 во избежание потенциального возникновения пожара внутри ректификационной колонны 104, 204. Текучая среда внутри змеевика может быть любой подходящей текучей средой. Например, текучая среда может представлять собой любую текучую среду, входная температура и/или величина расхода потока которой могут регулироваться, и температура замерзания которой является значительно более низкой, чем температура замерзания СО2. Примеры текучей среды включают, но не ограничиваются таковыми, пропан, метанол, и/или прочие имеющиеся в продаже на рынке теплопередающие текучие среды с низкой температурой плавления.
Когда нагревательное устройство 36, 136 представляет собой электрический проводник 43, электрический проводник действует при температуре выше температуры затвердевания твердого вещества. Электрический проводник 43 может быть любым пригодным электрическим проводником 43. Например, электрический проводник 43 может включать прочный алюминиевый сплав или медь. Нагревательное устройство 36, 136 может представлять собой электрический проводник 43, когда нагревательное устройство 36, 136 присоединено к наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания, а не к
- 9 031531 внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания, чтобы избежать возможного возникновения пожара внутри ректификационной колонны.
Определенное количество тепла может быть подведено нагревательным устройством 36, 136 для обеспечения дестабилизации твердых веществ и/или для предотвращения их налипания внутри срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Определенное количество тепла является достаточным для доведения внутренней поверхности срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания до температуры слегка выше температуры замерзания CO2. Определенное количество тепла не является избыточным настолько, чтобы оказывать негативное влияние на нормальную работу срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
В предшествующих технологиях тепло не подводилось нагревательным устройством 36, 136 внутри срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, поскольку не предполагалось, что твердые вещества налипали бы на срединную секцию зоны контролируемого замораживания. Вместо этого ожидалось, что твердые вещества падали бы на узел 139 плавильной тарелки без прилипания к срединной секции зоны контролируемого замораживания. Также не предполагалось, что элементы внутри срединной секции зоны контролируемого замораживания перекрывали бы путь перемещения твердых веществ так, что твердые вещества налипали бы на срединную секцию зоны контролируемого замораживания вместо падения на узел 139 плавильной тарелки.
Температура нагревательного устройства 36, 136 и/или стенки 46 зоны контролируемого замораживания может быть определена с использованием температурного датчика 142, 243 (фиг. 6-7). Когда срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания включает многочисленные нагревательные устройства 36, 136, температура одного или многих нагревательных устройств 36, 136 может быть определена температурными датчиками.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания может включать температурный датчик 142, 243. Температурный датчик 142, 243 может быть на любой поверхности срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Например, температурный датчик может быть соединен по меньшей мере с одной из внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания (фиг. 5), наружной поверхности 47 зоны контролируемого замораживания и изоляции 34. Поверхности срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания включают внутреннюю поверхность 31 зоны контролируемого замораживания, наружную поверхность 47 зоны контролируемого замораживания, изоляцию 34, поверхности распылительного узла 129, поверхности узла 139 плавильной тарелки, и т.д. Температурный датчик 142, 243 может быть внутри по меньшей мере одной из нижней секции 40 и верхней секции 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Температурные датчики могут отстоять друг от друга с интервалами на всем протяжении срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
Температурный датчик 142, 243 детектирует температуру на окружающей температурный датчик 142, 243 площади и/или вокруг нее. Базисную температуру для каждого температурного датчика 142, 243 определяют во время нормального функционирования срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Отклонение температуры за пределы предполагаемого температурного диапазона при определении температуры температурным датчиком 142, 243 (т.е. детектируемой температуры) от базисной температуры может быть показателем того, что срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания действует неправильно. Отклонение температуры может составлять от около 2 до 10°C или 2-10°C.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания может считаться действующей неправильно, если имеют место одно или многие из разнообразных обстоятельств. Разнообразные обстоятельства могут включать ситуации, если твердые вещества наслаиваются на стенке 46 зоны контролируемого замораживания, если срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания является слишком теплой для формирования твердых веществ, если срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания является слишком холодной для расплавления твердых веществ в узле 139 плавильной тарелки, и т.д. Например, если температурный датчик 142, 243 соединен с наружной поверхностью 47 зоны контролируемого замораживания внутри верхней секции 39 срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, тогда предполагается, что температурный датчик 142, 243 объективно детектирует низкую температуру, которая близка к фактической температуре потока распыляемой жидкости внутри срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Если же температурный датчик 142, 243 регистрирует повышение температуры от ожидаемой фактической температуры потока распыляемой жидкости, тогда повышение температуры может указывать на то, что твердые вещества накапливаются на стенке 46 зоны контролируемого замораживания. Твердое вещество действует как изолятор, так что накопление твердого вещества на стенке 46 зоны контролируемого замораживания определяется, когда проявляется неожиданное повышение показаний температуры температурного датчика 142, 243.
Поскольку это касается нагревательного устройства, зарегистрированная температура помогает определить, действует ли нагревательное устройство 36, 136 в режиме дестабилизации твердого вещества и/или предотвращения его прилипания на стенке 46 зоны контролируемого замораживания. Если зарегистрированная температурным датчиком 142, 243 температура снижается за пределы предполагаемого температурного диапазона, температурный датчик 142, 243 может показывать, что нагревательное уст
- 10 031531 ройство 36, 136 не действует в режиме дестабилизации твердого вещества и/или предотвращения его прилипания на стенке 46 зоны контролируемого замораживания. В этом случае нагревательное устройство 36, 136 может быть подрегулировано для подведения большего количества тепла к стенке 46 зоны контролируемого замораживания. В дополнение или альтернативно, могут быть предприняты действия для дестабилизации твердого вещества и/или предотвращения его прилипания к стенке 46 зоны контролируемого замораживания. Эти действия могут включать по меньшей мере одно из (а) применения обрабатывающего устройства и (b) использования модифицированного распылительного узла, такого, какие описаны в заявках, озаглавленных Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью устройства для поверхностной обработки (патентный документ USSN 61/912987), и Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с использованием распылительного узла (патентный документ USSN 61/912957), соответственно, каждая от авторов Jaime Valencia и др., и поданная в один день с настоящей заявкой.
Температурный датчик 142, 243 может представлять собой любой пригодный температурный датчик. Например, температурный датчик может включать термопару, платиновый резистивный датчик температуры, термометр сопротивления (RTD) и/или термистор.
Температурный датчик 142, 243 может включать многочисленные температурные датчики 142, 243. Каждый из многочисленных температурных датчиков 142, 243 может быть соединен с одной и той же или иной поверхностью срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Один или многие из температурных датчиков 142, 243 могут составлять матрицу температурных датчиков. Один или многие из температурных датчиков могут быть соединены с поверхностью срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания на одной и той же или разных высотах срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. В то время как температурный датчик 142, 243, как правило, определяется как часть срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, температурный датчик 142, 243 мог бы быть включенным в одну или многие из нижней секции 106 и верхней секции 110.
Когда срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания включает нагревательное устройство 36, 136, внутренняя поверхность 31 зоны контролируемого замораживания может не иметь обрабатывающего устройства, такого как обрабатывающее устройство, описанное в заявке, озаглавленной Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью устройства для поверхностной обработки (патентный документ USSN 61/912987) авторов Jaime Valencia и др., и поданной в один день с настоящей заявкой. Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания, включающая нагревательное устройство 36, 136, может не предусматривать применение обрабатывающего устройства, поскольку нагревательное устройство 36, 136 может надлежащим образом дестабилизировать твердые вещества и/или предотвращать их прилипание к стенке 46 зоны контролируемого замораживания, также без необходимости обработки с помощью обрабатывающего устройства. В альтернативном варианте, срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания, включающая нагревательное устройство 36, 136, может иметь внутреннюю поверхность 31 зоны контролируемого замораживания, обрабатываемую обрабатывающим устройством.
Наличие нагревательного устройства 36, 136 и внутренней поверхности 31 зоны контролируемого замораживания, обрабатываемой обрабатывающим устройством, может обеспечить возможность сокращения потребляемой энергии.
Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания также может включать распылительный узел 129. Распылительный узел 129 охлаждает паровой поток, который поднимается из нижней секции 40. Распылительный узел 129 распыляет жидкость, которая является более холодной, чем паровой поток, на паровой поток для охлаждения парового потока. Распылительный узел 129 находится внутри верхней секции 39. Распылительный узел 129 не размещается внутри нижней секции 40. Распылительный узел 129 находится выше узла 139 плавильной тарелки. Другими словами, узел 139 плавильной тарелки размещается ниже распылительного узла 129.
Распылительный узел 129 включает одно или многие распылительные сопла 120 (фиг. 1-4). Каждое распылительное сопло 120 разбрызгивает жидкость на паровой поток. Распылительный узел 129 также может включать распылительный насос 128 (фиг. 1-4), который нагнетает жидкость. Вместо распылительного насоса 128 течение жидкости может создаваться действием силы тяжести.
Жидкость, разбрызгиваемая распылительным узлом 129, контактирует с паровым потоком при температуре и давлении, при которых образуются твердые вещества. Твердые вещества, содержащие главным образом загрязняющие примеси, формируются, когда распыляемая жидкость контактирует с паровым потоком, 502 (фиг. 8). Твердые вещества падают в сторону узла 139 плавильной тарелки.
Температура в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания снижается по мере того, как паровой поток перемещается от нижней части срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания к верхней части срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Метан в паровом потоке поднимается из срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания к верхней секции 110. В метане могут оставаться и также поднимаются некоторые загрязняющие примеси. Загрязняющие примеси в паровом потоке склонны конденсироваться или затвердевать под действием более низких температур, и падают на дно срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания.
- 11 031531
Твердые вещества образуют жидкость и/или суспензионную смесь, будучи в состоянии жидкости 130. Некоторая часть жидкости и/или суспензионной смеси стекает из срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания в нижнюю секцию 106. Эта жидкость и/или суспензионная смесь течет с нижней части срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания на верх нижней секции 106 через трубопровод 22 (фиг. 1-4). Трубопровод 22 может представлять собой внешний трубопровод. Трубопровод 22 может отходить от ректификационной колонны 104, 204. Трубопровод 22 может быть протяженным от срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Трубопровод может доходить до нижней секции 106. Трубопровод 22 может отходить от наружной поверхности ректификационной колонны 104, 204.
Паровой поток, который поднимается в срединную секцию 108 зоны контролируемого замораживания, и не образует твердые вещества или иным образом не осаждается на дно срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания, поднимается до верхней секции 110. Верхняя секция 110 действует при температуре и давлении, и концентрации загрязняющей примеси, при которых твердое вещество не образуется. Верхняя секция 110 сформирована и предназначена для охлаждения парового потока, чтобы отделять метан от загрязняющих примесей. Флегма в верхней секции 110 охлаждает паровой поток. Флегма вводится в верхнюю секцию 110 через трубопровод 18. Трубопровод 18 может быть протяженным до верхней секции 110. Трубопровод 18 может проходить от наружной поверхности ректификационной колонны 104, 204.
После контактирования с флегмой в верхней секции 110 сырьевой поток образует паровой поток и жидкостный поток. Паровой поток содержит главным образом метан. Жидкостный поток включает относительно много загрязняющих примесей. Паровой поток поднимается в верхнюю секцию 110, и жидкость падает на дно верхней секции 110.
Чтобы облегчить отделение метана от загрязняющих примесей, когда поток контактирует с флегмой, верхняя секция 110 может включать одно или многие массообменные устройства 176. Каждое массообменное устройство 176 содействует отделению метана от загрязняющих примесей. Каждое массообменное устройство 176 может включать любое пригодное разделительное устройство, такое как тарелка с перфорациями, или секция с беспорядочной или структурированной насадкой, для облегчения контакта паровой и жидкостной фаз.
После подъема паровой поток может выходить из ректификационной колонны 104, 204 через трубопровод 14. Трубопровод 14 может отходить от верхней части верхней секции 110. Трубопровод 14 может быть протяженным от наружной поверхности верхней секции 110.
Из трубопровода 14 паровой поток может поступать в конденсатор 122. Конденсатор 122 охлаждает паровой поток с образованием охлажденного потока. Конденсатор 122, по меньшей мере частично, конденсирует поток.
После выхода из конденсатора 122 охлажденный поток может поступать в сепаратор 124. Сепаратор 124 разделяет паровой поток на потоки жидкости и пара. Сепаратор может быть любым подходящим сепаратором, который может разделять поток на потоки жидкости и пара, таким как барабанный сборник орошающей флегмы.
Будучи отделенным, паровой поток может выходить из сепаратора 124 в качестве продукта для продажи. Продукт для продажи может проходить через трубу 16 для последующей продажи для транспортирования по трубопроводу и/или для конденсации в сжиженный природный газ.
Будучи отделенным, жидкостный поток может возвращаться в верхнюю секцию 110 через трубопровод 18 в качестве флегмы. Флегма может двигаться в верхнюю секцию 110 с использованием любого подходящего устройства, такого как флегмовый насос 150 (фиг. 1 и 3), или под действием силы тяжести (фиг. 2 и 4).
Жидкостный поток (т.е. жидкостный поток зоны замораживания), который опускается на дно верхней секции 110, собирается в нижней части верхней секции 110. Жидкость может собираться на тарелке 183 (фиг. 1 и 3) или на самой нижней части верхней секции 110 (фиг. 2 и 4). Собранная жидкость может выходить из ректификационной колонны 104, 204 через трубопровод 20 (фиг. 1 и 3) или выпускной патрубок 260 (фиг. 2 и 4). Трубопровод 20 может отходить от верхней секции 110. Трубопровод 20 может отходить от нижнего конца верхней секции 110. Трубопровод 20 может быть протяженным от наружной поверхности верхней секции 110.
Трубопровод 20 и/или выпускной патрубок 260 присоединен к трубопроводу 41. Трубопровод 41 ведет к распылительному узлу 129 в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания. Трубопровод 41 отходит от резервуара 126 временного хранения. Трубопровод 41 может быть протяженным до наружной поверхности срединной секции 110 зоны контролируемого замораживания.
Трубопровод 20 и/или выпускной патрубок 260 могут быть непосредственно или косвенно (фиг. 14) присоединены к трубопроводу 41. Когда трубопровод 20 и/или выпускной патрубок 260 непосредственно соединен с трубопроводом 41, распыляемая жидкость может быть направлена в распылительное(ные) сопло(ла) 120 с использованием любого подходящего устройства, такого как распылительный насос 128, или под действием силы тяжести. Когда трубопровод 20 и/или выпускной патрубок 260 косвенно соединен с трубопроводом 41, трубопроводы 20, 41 и/или выпускной патрубок 260 могут непо
- 12 031531 средственно соединяться с резервуаром 126 временного хранения (фиг. 1 и 3). Резервуар 126 временного хранения может содержать по меньшей мере некоторую часть распыляемой жидкости перед распылением ее соплом(ами). Распыляемая жидкость может быть направлена из резервуара 126 временного хранения в распылительное(ые) сопло(а) с помощью любого пригодного устройства, такого как распылительный насос 128 (фиг. 1-4), или под действием силы тяжести. Резервуар 126 временного хранения может потребоваться, когда нет достаточного количества распыляемой жидкости на дне верхней секции 110 для подачи в распылительные сопла 120.
Специалистам, квалифицированным в этой области технологии, будет без труда понятно, что в вариантах практического применения использование одного или многих нагревательных устройств для дестабилизации твердых веществ и/или предотвращения их прилипания к поверхности может быть распространено на другие установки и/или системы, кроме ректификационных колонн. Например, одно или многие нагревательные устройства могут быть использованы в процессе физического удаления.
Как показано на фиг. 8, способ разделения сырьевого потока 10 в ректификационной колонне 104, 204 и/или получения углеводородов может включать введение 500 сырьевого потока 10 в секцию 106, 108 ректификационной колонны 104, 204. Как ранее обсуждалось в настоящем изобретении, сырьевой поток 10 вводится в секции 106, 108 по трубопроводу 12. Способ также может включать разделение 501 сырьевого потока 10 в нижней секции 106 на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости и паровой поток зоны замораживания при температуре и давлении, при которых твердые вещества не образуются. Нижняя секция 106 действует так, как обсуждалось ранее в настоящем изобретении. Кроме того, способ может включать контактирование 502 парового потока зоны замораживания в срединной секции 108 зоны контролируемого замораживания с жидкостным потоком зоны замораживания при температуре и давлении, при которых паровой поток зоны замораживания образует твердое вещество и обогащенный углеводородом паровой поток. Срединная секция 108 зоны контролируемого замораживания действует так, как обсуждалось ранее в настоящем изобретении. Кроме того, способ может включать непосредственное подведение 503 тепла к стенке 46 зоны контролируемого замораживания и дестабилизацию твердого вещества и/или предотвращение его прилипания к стенке 46 зоны контролируемого замораживания с использованием нагревательного устройства 36, 136. Нагревательное устройство 36, 136 действует так, как обсуждалось ранее в настоящем изобретении.
Способ также может включать детектирование температуры по меньшей мере одного из нагревательных устройств 36, 136 и стенки 46 зоны контролируемого замораживания. Температура может быть зарегистрирована с использованием описанного ранее температурного датчика 142, 243.
Зарегистрированная температурным датчиком 142, 243 информация может быть использована, как было описано ранее.
Способ может включать выдерживание технологического режима в верхней секции 110. Верхняя секция 110 действует так, как обсуждалось ранее в настоящем изобретении. Способ также может включать разделение сырьевого потока в верхней секции 110, как обсуждалось ранее в настоящем изобретении.
Способ может включать стабилизацию ректификационной колонны 104, 204 с помощью подходящего эксплуатационного действия, если большое количество твердого вещества дестабилизируется и падает в узел 139 плавильной тарелки. Один пример надлежащего эксплуатационного действия включает, но не ограничивается таковым, регулирование уровня жидкости в узле 139 плавильной тарелки. Один пример регулирования уровня жидкости в узле 139 плавильной тарелки описан в заявке, озаглавленной Способ и система поддержания уровня жидкости в ректификационной колонне (патентный документ USSN 61/912959) авторов Jaime Valencia и др., и поданный в один день с настоящей заявкой.
Важно отметить, что изображенные на фиг. 8 стадии представлены только для целей иллюстрации, и конкретная стадия может не потребоваться для выполнения методологии согласно изобретению. Патентная формула, и только патентная формула, определяет соответствующие изобретению систему и методологию.
Раскрытые аспекты могут быть использованы в мероприятиях по организации производства углеводородов. Как применяемые здесь, организация производства углеводородов и организованно добываемые углеводороды включают извлечение углеводородов, добычу углеводородов, разведку углеводородов, идентификацию потенциальных углеводородных ресурсов, идентификацию местоположения скважин, определение дебитов нагнетательных и/или продуктивных скважин, идентификацию сообщаемости пластовых резервуаров, приобретение, размещение и/или оставление углеводородных ресурсов, критический анализ прежних решений по организации производства углеводородов, и любые прочие имеющие отношение к углеводородам действия или мероприятия. Термин организация производства углеводородов также используется для нагнетания или хранения углеводородов или CO2, например, связывания CO2, такого как оценка резервуара, планирование опытно-конструкторских работ, и организация разработки пластового резервуара. Раскрытые методологии и способы могут быть использованы при добыче углеводородов из подземной области и обработке углеводородов. Углеводороды и загрязняющие примеси могут быть обработаны, например, в описанной ранее ректификационной колонне. После того, как углеводороды и загрязняющие примеси обработаны, углеводороды могут быть извлечены
- 13 031531 из технологической установки, такой как ректификационная колонна, и получены как продукты. Загрязняющие примеси могут быть утилизированы в земле, и т.д. Например, как показано на фиг. 8, способ получения углеводородов также может включать удаление 505 обогащенного углеводородами парового потока из ректификационной колонны; и получение 506 обогащенного углеводородами парового потока, выведенного из ректификационной колонны. Первоначальное извлечение углеводородов из пластового резервуара может быть выполнено бурением скважины с использованием бурильного оборудования для добычи углеводородов. Оборудование и способы, применяемые для бурения скважины и/или извлечения этих углеводородов, хорошо известны квалифицированным специалистам в этой области технологии. Прочие мероприятия в отношении добычи углеводородов и, в более общем смысле, другие действия в плане организации производства углеводородов, могут быть выполнены согласно известным принципам.
Как используемые здесь, термины приблизительно, около, по существу и подобные термины предполагаются имеющими широкий смысл в согласии с общепринятым применением их квалифицированными специалистами в области технологии, к которой относится предмет настоящего изобретения. Квалифицированным специалистам в этой области технологии, которые ознакомлены с настоящим изобретением, должно быть понятно, что эти термины предназначены для описания определенных представленных признаков, и заявлены без ограничения области этих признаков до приведенных точных численных диапазонов. Соответственно этому, данные термины следует интерпретировать как показывающие, что кажущиеся или несущественные модификации или изменения описанного предмета рассматриваются как находящиеся в пределах области изобретения.
Для целей настоящего изобретения термин сопряженный означает непосредственное или косвенное соединение двух элементов между собой. Такое соединение может быть стационарным или подвижным по природе. Такое соединение может быть достигнуто с двумя элементами, или с двумя элементами и любыми дополнительными промежуточными элементами, интегрально сформированными в виде целостного единого предмета с еще одним, или из двух элементов, или из двух элементов и любых дополнительных промежуточных элементов, присоединенных друг к другу. Такое соединение может быть постоянным по природе или может быть разъемным или рассоединяемым по природе.
Должно быть понятно, что многочисленные изменения, модификации и альтернативные решения в отношении вышеизложенного изобретения могут быть сделаны без выхода за пределы области изобретения. Поэтому вышеизложенное описание не подразумевает ограничения области изобретения. Скорее область изобретения должна определяться только пунктами прилагаемой формулы изобретения и их эквивалентами. Также предполагается, что структуры и признаки настоящих примеров могут быть изменены, перегруппированы, замещены, удалены, спарены, объединены или добавлены друг к другу.
Употребления определений в единственном числе также могут включать в себя множественное число.

Claims (23)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ разделения сырьевого потока в ректификационной колонне, включающий предоставление ректификационной колонны, включающей в себя отпарную секцию, секцию зоны контролируемого замораживания и ректификационную секцию, при этом секция зоны контролируемого замораживания включает в себя нижнюю часть и верхнюю часть и при этом секция зоны контролируемого замораживания включает в себя узел плавильной тарелки в нижней части секции зоны контролируемого замораживания;
    введение сырьевого потока в отпарную секцию, причем сырьевой поток включает углеводород и загрязняющую примесь;
    разделение сырьевого потока в отпарной секции на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости, содержащий загрязняющую примесь, и паровой поток зоны замораживания, содержащий углеводород, при температуре и давлении, при которых твердое вещество не образуется;
    получение жидкостного потока зоны замораживания в ректификационной секции ректификационной колонны при температуре и давлении, при которых твердое вещество, по существу, не образуется, при этом жидкостный поток зоны замораживания содержит углеводород, и при этом ректификационная секция расположена таким образом, что жидкостный поток зоны замораживания распыляется в секцию зоны контролируемого замораживания;
    контактирование парового потока зоны замораживания в секции зоны контролируемого замораживания с жидкостным потоком зоны замораживания при температуре и давлении, при которых формируются твердое вещество, включающее загрязняющую примесь, и обогащенный углеводородом паровой поток, включающий углеводород;
    непосредственное подведение тепла к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания в секции зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства, сопряженного по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания на вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания на вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания, таким образом, что предот
    - 14 031531 вращается прилипание твердых веществ к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания и/или твердые вещества, прилипшие к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания, дестабилизируются;
    при этом нагревательное устройство сопряжено с вертикальной стенкой зоны контролируемого замораживания выше узла плавильной тарелки.
  2. 2. Способ по п.1, в котором подведение тепла включает нагревание отдельных участков вертикальной стенки зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства.
  3. 3. Способ по любому из пп.1, 2, в котором подведение тепла предусматривает нагревание верхней части секции зоны контролируемого замораживания.
  4. 4. Способ по любому из пп.1, 2, в котором подведение тепла предусматривает нагревание нижней части секции зоны контролируемого замораживания.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором нагревательное устройство включает одно из: (а) змеевика, содержащего текучую среду, и (b) электрического проводника.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, дополнительно включающий измерение температуры нагревательного устройства с помощью температурного датчика, который является смежным с нагревательным устройством и сопряжен по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, дополнительно включающий расплавление или испарение твердого вещества по меньшей мере в одной из нижней части секции зоны контролируемого замораживания и верхней части секции зоны контролируемого замораживания.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором нижняя часть зоны контролируемого замораживания непосредственно примыкает к верхней части секции зоны контролируемого замораживания и отделена от нее.
  9. 9. Способ по п.8, в котором по меньшей мере одна из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции находятся в первом резервуаре и еще одна из по меньшей мере одной из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции размещаются во втором резервуаре, который является отдельным от первого резервуара.
  10. 10. Ректификационная колонна для осуществления способа по любому из пп.1-9, которая отделяет загрязняющую примесь в сырьевом потоке от углеводорода в сырьевом потоке, причем ректификационная колонна включает отпарную секцию, сформированную и предназначенную для разделения сырьевого потока, содержащего загрязняющую примесь и углеводород, на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости, содержащий загрязняющую примесь, и паровой поток зоны замораживания, содержащий углеводород, при температуре и давлении, при которых твердое вещество не образуется; и секцию зоны контролируемого замораживания, включающую узел плавильной тарелки в нижней части секции зоны контролируемого замораживания, которая сформирована и предназначена для расплавления твердого вещества, содержащего загрязняющую примесь, образованного в секции зоны контролируемого замораживания;
    нагревательное устройство, сопряженное по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания на вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания в секции зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания на вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания, которое дестабилизирует твердое вещество и/или предотвращает его прилипание к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания, причем нагревательное устройство расположено выше узла плавильной тарелки и находится в верхней части секции зоны контролируемого замораживания, которая непосредственно примыкает к нижней части.
  11. 11. Ректификационная колонна по п.10, в которой нагревательное устройство включает одно из: (а) змеевика, содержащего текучую среду, и (b) электрического проводника, причем ректификационная колонна дополнительно включает температурный датчик, соседствующий с нагревательным устройством и сопряженный с внутренней поверхностью зоны контролируемого замораживания или с наружной поверхностью зоны контролируемого замораживания.
  12. 12. Ректификационная колонна по любому из пп.10, 11, в которой нагревательное устройство является протяженным вдоль внутренней окружности внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания или наружной окружности наружной поверхности зоны контролируемого замораживания.
  13. 13. Ректификационная колонна по любому из пп.10-12, в которой нагревательное устройство включает в себя множество нагревательных устройств, причем каждое из нагревательных устройств сопряжено с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания.
  14. 14. Ректификационная колонна по любому из пп.10-13, в которой нагревательное устройство является одним из многочисленных нагревательных устройств и в которой по меньшей мере одно из многочисленных нагревательных устройств соединено с еще одним из многочисленных нагревательных уст
    - 15 031531 ройств для его совместной работы.
  15. 15. Ректификационная колонна по любому из пп.10-14, дополнительно включающая ректификационную секцию при температуре и давлении, при которых твердое вещество, по существу, не образуется.
  16. 16. Ректификационная колонна по п.15, в которой по меньшей мере одна из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции находятся в первом резервуаре и еще одна из по меньшей мере одной из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции размещаются во втором резервуаре, который является отдельным от первого резервуара.
  17. 17. Ректификационная колонна по п.16, в которой отпарная секция и секция зоны контролируемого замораживания находятся в первом резервуаре и ректификационная секция находится во втором резервуаре, который является отдельным от первого резервуара.
  18. 18. Способ получения углеводородов, включающий извлечение сырьевого потока, содержащего углеводород и загрязняющую примесь, из пластового резервуара;
    введение сырьевого потока в отпарную секцию ректификационной колонны;
    разделение сырьевого потока в отпарной секции на поток обогащенной загрязняющей примесью кубовой жидкости, содержащий загрязняющую примесь, и паровой поток зоны замораживания, содержащий углеводород, при температуре и давлении, при которых твердое вещество не образуется;
    контактирование парового потока зоны замораживания в секции зоны контролируемого замораживания ректификационной колонны с жидкостным потоком зоны замораживания, содержащим углеводород, при температуре и давлении, при которых паровой поток зоны замораживания формирует твердое вещество, включающее загрязняющую примесь, и обогащенный углеводородом паровой поток, содержащий углеводород, при этом жидкостный поток зоны замораживания получают в ректификационной секции ректификационной колонны при температуре и давлении, при которых твердое вещество, по существу, не образуется;
    сбор по меньшей мере части жидкостного потока зоны замораживания в узле плавильной тарелки в секции зоны контролируемого замораживания;
    непосредственное подведение тепла к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания в секции зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства, сопряженного по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания на вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания на стенке зоны контролируемого замораживания, при этом нагревательное устройство сопряжено с вертикальной стенкой зоны контролируемого замораживания выше узла плавильной тарелки;
    дестабилизацию твердого вещества и/или предотвращение его прилипания к вертикальной стенке зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства;
    удаление обогащенного углеводородом парового потока из ректификационной колонны и получение обогащенного углеводородом парового потока, выведенного из ректификационной колонны.
  19. 19. Способ по п.18, в котором нагревательный механизм включает в себя множество нагревательных механизмов и при этом подведение тепла включает нагревание отдельных участков вертикальной стенки зоны контролируемого замораживания с помощью нагревательного устройства.
  20. 20. Способ по любому из пп.18, 19, в котором подведение тепла включает нагревание по меньшей мере одной из нижней части секции зоны контролируемого замораживания и верхней части секции зоны контролируемого замораживания.
  21. 21. Способ по любому из пп.18-20, в котором нагревательное устройство включает одно из: (а) змеевика, содержащего текучую среду, и (b) электрического проводника.
  22. 22. Способ по любому из пп.18-21, дополнительно включающий измерение температуры нагревательного устройства с помощью температурного датчика, который соседствует с нагревательным устройством и сопряжен по меньшей мере с одной из внутренней поверхности зоны контролируемого замораживания и наружной поверхности зоны контролируемого замораживания.
  23. 23. Способ по п.18, в котором по меньшей мере одна из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции находятся в первом резервуаре и еще одна из по меньшей мере одной из отпарной секции, секции зоны контролируемого замораживания и ректификационной секции размещаются во втором резервуаре, который является отдельным от первого резервуара.
    - 16 031531
EA201691170A 2013-12-06 2014-10-17 Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ EA031531B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361912986P 2013-12-06 2013-12-06
PCT/US2014/061034 WO2015084500A1 (en) 2013-12-06 2014-10-17 Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691170A1 EA201691170A1 (ru) 2016-09-30
EA031531B1 true EA031531B1 (ru) 2019-01-31

Family

ID=51830665

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691170A EA031531B1 (ru) 2013-12-06 2014-10-17 Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ

Country Status (9)

Country Link
US (1) US9874396B2 (ru)
CN (1) CN105723171B (ru)
AU (1) AU2014357669B2 (ru)
CA (1) CA2925955C (ru)
EA (1) EA031531B1 (ru)
MX (1) MX363766B (ru)
MY (1) MY177768A (ru)
NO (1) NO20160904A1 (ru)
WO (1) WO2015084500A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
AU2015336969B2 (en) 2014-10-22 2018-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
SG11201702747VA (en) 2014-11-17 2017-06-29 Exxonmobil Upstream Res Co Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
WO2016109043A1 (en) 2014-12-30 2016-07-07 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
AU2016223296B2 (en) 2015-02-27 2018-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
EA201890091A1 (ru) 2015-06-22 2018-05-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Продувка до промежуточного давления в криогенной перегонке
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090266107A1 (en) * 2007-01-19 2009-10-29 Vikram Singh Integrated Controlled Freeze Zone (CFZ) Tower and Dividing Wall (DWC) for Enhanced Hydrocarbon Recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20120079852A1 (en) * 2009-07-30 2012-04-05 Paul Scott Northrop Systems and Methods for Removing Heavy Hydrocarbons and Acid Gases From a Hydrocarbon Gas Stream

Family Cites Families (229)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2863527A (en) 1949-09-15 1958-12-09 Metallgesellschaft Ag Process for the purification of gases
US2621216A (en) 1950-08-17 1952-12-09 Shell Dev Production of ethylene
US2843219A (en) 1957-01-22 1958-07-15 Canadian Patents Dev Removal of nitrogen from natural gas
BE569932A (ru) 1957-07-31
US2960837A (en) 1958-07-16 1960-11-22 Conch Int Methane Ltd Liquefying natural gas with low pressure refrigerants
US3050950A (en) 1960-08-31 1962-08-28 Linde Eismasch Ag Process for the separation of solid carbon dioxide from air as it decomposes in which the carbon dioxide containing air is previously cooled below the solidification temperature of the carbon dioxide
US3325376A (en) * 1963-05-08 1967-06-13 Us Stoneware Co Distillation column
NL128250C (ru) 1963-05-31 1900-01-01
US3393527A (en) 1966-01-03 1968-07-23 Pritchard & Co J F Method of fractionating natural gas to remove heavy hydrocarbons therefrom
US3349571A (en) 1966-01-14 1967-10-31 Chemical Construction Corp Removal of carbon dioxide from synthesis gas using spearated products to cool external refrigeration cycle
US3400512A (en) 1966-07-05 1968-09-10 Phillips Petroleum Co Method for removing water and hydrocarbons from gaseous hci
US3421984A (en) 1967-05-02 1969-01-14 Susquehanna Corp Purification of fluids by selective adsorption of an impure side stream from a distillation with adsorber regeneration
DE1794019A1 (de) 1968-08-24 1971-08-19 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zum Behandeln eines unter Druck stehenden Gasgemisches,bevor das Gasgemlsch einer Zerlegung unterzogen wird
US3767766A (en) 1971-02-22 1973-10-23 Chevron Res Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures
US3848427A (en) 1971-03-01 1974-11-19 R Loofbourow Storage of gas in underground excavation
US3705625A (en) 1971-10-22 1972-12-12 Shell Oil Co Steam drive oil recovery process
US3929635A (en) 1972-02-17 1975-12-30 Petrolite Corp Use of polymeric quaternary ammonium betaines as water clarifiers
US3824080A (en) 1972-04-27 1974-07-16 Texaco Inc Vertical reactor
US3842615A (en) 1972-11-06 1974-10-22 Standard Havens Evaporative cooler
US3933001A (en) 1974-04-23 1976-01-20 Airco, Inc. Distributing a carbon dioxide slurry
US3895101A (en) 1974-06-07 1975-07-15 Nittetsu Kakoki Kk Method for the treatment of waste gas from claus process
DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4319964A (en) 1976-04-28 1982-03-16 Jerome Katz Apparatus for high volume distillation of liquids
US4270937A (en) 1976-12-01 1981-06-02 Cng Research Company Gas separation process
US4129626A (en) 1978-01-03 1978-12-12 Uop Inc. Vapor-liquid contacting apparatus
US4417909A (en) 1978-12-04 1983-11-29 Airco, Inc. Gas separation process
US4281518A (en) 1979-01-23 1981-08-04 Messerschmitt-Bolkow-Blohm Gmbh Method and apparatus for separating particular components of a gas mixture
US4609388A (en) 1979-04-18 1986-09-02 Cng Research Company Gas separation process
CA1130201A (en) 1979-07-10 1982-08-24 Esso Resources Canada Limited Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids
US4280559A (en) 1979-10-29 1981-07-28 Exxon Production Research Company Method for producing heavy crude
US4318723A (en) 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
US4462814A (en) 1979-11-14 1984-07-31 Koch Process Systems, Inc. Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components
US4246015A (en) 1979-12-31 1981-01-20 Atlantic Richfield Company Freeze-wash method for separating carbon dioxide and ethane
US4383841A (en) 1980-04-23 1983-05-17 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of carbon dioxide from hydrogen sulfide
US4370156A (en) 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
US4382912A (en) 1981-09-10 1983-05-10 Gulf Research & Development Company Selective combusting of hydrogen sulfide in carbon dioxide injection gas
DE3149847A1 (de) 1981-12-16 1983-07-21 Linde Ag, 6200 Wiesbaden "verfahren zur entfernung von kohlenwasserstoffen und anderen verunreinigungen aus einem gas"
US4417449A (en) 1982-01-15 1983-11-29 Air Products And Chemicals, Inc. Process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas
US4405585A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4466946A (en) 1982-03-12 1984-08-21 Standard Oil Company (Indiana) CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams
US4421535A (en) 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4441900A (en) 1982-05-25 1984-04-10 Union Carbide Corporation Method of treating carbon-dioxide-containing natural gas
US4456461A (en) * 1982-09-09 1984-06-26 Phillips Petroleum Company Separation of low boiling constituents from a mixed gas
US4444577A (en) 1982-09-09 1984-04-24 Phillips Petroleum Company Cryogenic gas processing
US4459142A (en) 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
DE3303651A1 (de) 1983-02-03 1984-08-09 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zum zerlegen eines gasgemisches
DE3308088A1 (de) 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
AU2906984A (en) 1983-06-23 1985-01-03 Norton Co. Absorption of acid gases
CA1235650A (en) 1983-09-13 1988-04-26 Paul Kumman Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
US4511382A (en) 1983-09-15 1985-04-16 Exxon Production Research Co. Method of separating acid gases, particularly carbon dioxide, from methane by the addition of a light gas such as helium
US4533372A (en) 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
GB8420644D0 (en) 1984-08-14 1984-09-19 Petrocarbon Dev Ltd Ammonia synthesis gas
US4563202A (en) 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
DE3510097A1 (de) 1985-03-20 1986-09-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum abtrennen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus einem gasgemisch
US4602477A (en) 1985-06-05 1986-07-29 Air Products And Chemicals, Inc. Membrane-aided distillation for carbon dioxide and hydrocarbon separation
US4695672A (en) 1986-04-21 1987-09-22 Advanced Extraction Technologies, Inc. Process for extractive-stripping of lean hydrocarbon gas streams at high pressure with a preferential physical solvent
US4697642A (en) 1986-06-27 1987-10-06 Tenneco Oil Company Gravity stabilized thermal miscible displacement process
US4717408A (en) 1986-08-01 1988-01-05 Koch Process Systems, Inc. Process for prevention of water build-up in cryogenic distillation column
US4720294A (en) 1986-08-05 1988-01-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for carbon dioxide-hydrocarbon distillation
US4761167A (en) 1986-12-12 1988-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrocarbon recovery from fuel gas
US4831206A (en) 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
FR2615184B1 (fr) 1987-05-15 1989-06-30 Elf Aquitaine Procede cryogenique de desulfuration selective et de degazolinage simultanes d'un melange gazeux consistant principalement en methane et renfermant egalement h2s ainsi que des hydrocarbures en c2 et plus
US4747858A (en) 1987-09-18 1988-05-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for removal of carbon dioxide from mixtures containing carbon dioxide and methane
IT1222733B (it) 1987-09-25 1990-09-12 Snmprogetti S P A Procedimento di frazionamento di miscele gassose idrocarburiche ad alto contenuto di gas acidi
US4769054A (en) 1987-10-21 1988-09-06 Union Carbide Corporation Abatement of vapors from gas streams by solidification
US4927498A (en) 1988-01-13 1990-05-22 E. I. Du Pont De Nemours And Company Retention and drainage aid for papermaking
US4822393A (en) 1988-06-30 1989-04-18 Kryos Energy Inc. Natural gas pretreatment prior to liquefaction
US4923493A (en) 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US4954220A (en) 1988-09-16 1990-09-04 E. I. Du Pont De Nemours And Company Polysilicate microgels as retention/drainage aids in papermaking
US4972676A (en) 1988-12-23 1990-11-27 Kabushiki Kaisha Toshiba Refrigeration cycle apparatus having refrigerant separating system with pressure swing adsorption
US5011521A (en) 1990-01-25 1991-04-30 Air Products And Chemicals, Inc. Low pressure stripping process for production of crude helium
US5152927A (en) 1990-01-31 1992-10-06 Chemlink, Inc. Water clarifier
US5062270A (en) 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5265428A (en) 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
US5120338A (en) 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5126118A (en) 1991-04-08 1992-06-30 Ari Technologies, Inc. Process and apparatus for removal of H2 S with separate absorber and oxidizer and a reaction chamber therebetween
US5137550A (en) 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
US5247087A (en) 1992-05-13 1993-09-21 Baker Hughes Incorporated Epoxy modified water clarifiers
US5240472A (en) 1992-05-29 1993-08-31 Air Products And Chemicls, Inc. Moisture removal from a wet gas
US5233837A (en) 1992-09-03 1993-08-10 Enerfex, Inc. Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
FR2697835B1 (fr) 1992-11-06 1995-01-27 Inst Francais Du Petrole Procédé et dispositif de déshydrogénation catalytique d'une charge paraffinique C2+ comprenant des moyens pour inhiber l'eau dans l'effluent.
US5335504A (en) 1993-03-05 1994-08-09 The M. W. Kellogg Company Carbon dioxide recovery process
US5345771A (en) 1993-03-25 1994-09-13 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Process for recovering condensable compounds from inert gas-condensable compound vapor mixtures
US5403560A (en) 1993-05-13 1995-04-04 Texaco Inc. Fluids mixing and distributing apparatus
US5643460A (en) 1994-01-14 1997-07-01 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L. P. Method for separating oil from water in petroleum production
US5964985A (en) 1994-02-02 1999-10-12 Wootten; William A. Method and apparatus for converting coal to liquid hydrocarbons
US5620144A (en) 1995-02-10 1997-04-15 The Babcock & Wilcox Company Stacked interspacial spray header for FGD wet scrubber
US5590543A (en) 1995-08-29 1997-01-07 Air Products And Chemicals, Inc. Production of ultra-high purity oxygen from cryogenic air separation plants
US5819555A (en) 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
US5700311A (en) 1996-04-30 1997-12-23 Spencer; Dwain F. Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream
CA2177449C (en) 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
US6082373A (en) 1996-07-05 2000-07-04 Kabushiki Kaisha Toshiba Cleaning method
CA2185837C (en) 1996-09-18 2001-08-07 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Solvent-assisted method for mobilizing viscous heavy oil
FR2764521B1 (fr) 1997-06-16 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Dispositif de cristallisation par detente isentropique et son utilisation
US6336334B1 (en) 1997-06-16 2002-01-08 Institut Francais De Petrole Device for crystallization by isentropic expansion and its use
WO1999001707A1 (en) 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
TW366409B (en) 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
AU9303998A (en) 1997-09-05 1999-03-22 Koch-Glitsch, Inc. Downcomers for vapor-liquid contact trays
FR2773499B1 (fr) 1998-01-14 2000-02-11 Air Liquide Procede de purification par adsorption de l'air avant distillation cryogenique
US5983663A (en) 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
EP1016457B1 (en) 1998-12-28 2003-05-07 Nippon Sanso Corporation Vapour-liquid contactor, cryogenic air separation unit and method of gas separation
US7795483B2 (en) 1998-12-29 2010-09-14 Uop Llc Phenyl-alkane compositions produced using an adsorptive separation section
US6082133A (en) 1999-02-05 2000-07-04 Cryo Fuel Systems, Inc Apparatus and method for purifying natural gas via cryogenic separation
US6416729B1 (en) 1999-02-17 2002-07-09 Crystatech, Inc. Process for removing hydrogen sulfide from gas streams which include or are supplemented with sulfur dioxide
US6605138B2 (en) 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6267358B1 (en) 1999-06-18 2001-07-31 The Babcock & Wilcox Company Low pressure drop inlet for high velocity absorbers with straight tanks
DE60000708T2 (de) 1999-06-28 2003-07-24 Rohm & Haas Verfahren zur Herstellung von (Meth)acrylsäure
US6274112B1 (en) 1999-12-08 2001-08-14 E. I. Du Pont De Nemours And Company Continuous production of silica-based microgels
US6240744B1 (en) 1999-12-13 2001-06-05 Air Products And Chemicals, Inc. Process for distillation of multicomponent fluid and production of an argon-enriched stream from a cryogenic air separation process
US7390459B2 (en) 1999-12-13 2008-06-24 Illumina, Inc. Oligonucleotide synthesizer
DE10004311A1 (de) 2000-02-01 2001-08-02 Basf Ag Destillative Reinigung von Ammoniak
EP1142628A3 (en) 2000-04-05 2001-11-28 The BOC Group plc Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
FR2807504B1 (fr) 2000-04-07 2002-06-14 Air Liquide Colonne pour separation cryogenique de melanges gazeux et procede de separation cryogenique d'un melange contenant de l'hydrogene et du co utilisant cette colonne
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US20020174687A1 (en) 2000-05-01 2002-11-28 Cai Zong Yuen Method and apparatus for pulling multibarrel pipettes
FR2808460B1 (fr) 2000-05-02 2002-08-09 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de separation d'au moins un gaz acide contenu dans un melange gazeux
DE10021624A1 (de) 2000-05-04 2001-11-08 Basf Ag Trennwandkolonne
US6755965B2 (en) 2000-05-08 2004-06-29 Inelectra S.A. Ethane extraction process for a hydrocarbon gas stream
DE10022465A1 (de) 2000-05-09 2001-11-15 Basf Ag Verfahren und Vorrichtung zur Aufarbeitung eines C4-Schnitts aus der Fraktionierung von Erdöl
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
GB0015997D0 (en) 2000-06-29 2000-08-23 Norske Stats Oljeselskap Method for mixing fluids
FR2814378B1 (fr) 2000-09-26 2002-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des gaz acides
WO2002032536A1 (en) 2000-10-17 2002-04-25 Proscon Systems Limited A modular mass transfer and phase separation system
EP1338557B1 (en) 2000-10-18 2005-03-23 Jgc Corporation Method and apparatus for removing sulfur compound in gas containing hydrogen sulfide, mercaptan, carbon dioxide and aromatic hydrocarbon
DE10055321A1 (de) 2000-11-08 2002-05-16 Gea Happel Klimatechnik Verfahren zum Verflüssigen eines Gases
CA2325777C (en) 2000-11-10 2003-05-27 Imperial Oil Resources Limited Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production
FR2820052B1 (fr) 2001-01-30 2003-11-28 Armines Ass Pour La Rech Et Le Procede d'extraction du dioxyde de carbone par anti-sublimation en vue de son stockage
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
CA2342955C (en) 2001-04-04 2005-06-14 Roland P. Leaute Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
US6581409B2 (en) 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
CA2383283C (fr) 2001-05-11 2010-09-07 Institut Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides
US6581618B2 (en) 2001-05-25 2003-06-24 Canatxx Energy, L.L.C. Shallow depth, low pressure gas storage facilities and related methods of use
US20020189443A1 (en) 2001-06-19 2002-12-19 Mcguire Patrick L. Method of removing carbon dioxide or hydrogen sulfide from a gas
US6516631B1 (en) 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing
US7004985B2 (en) 2001-09-05 2006-02-28 Texaco, Inc. Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
US6755251B2 (en) 2001-09-07 2004-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole gas separation method and system
MY129091A (en) 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
MY128178A (en) 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components gas
DE10164264A1 (de) 2001-12-27 2003-07-17 Bayer Ag Verfahren zur Herstellung von Trimethylolpropan
NZ534723A (en) 2002-01-18 2004-10-29 Univ Curtin Tech Process and device for production of LNG by removal of freezable solids
DE10233387A1 (de) 2002-07-23 2004-02-12 Basf Ag Verfahren zur kontinuierlich betriebenen Reindestillation von Oxiranen, speziell von Propylenoxid
US6631626B1 (en) 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
AU2002951005A0 (en) 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
ATE473796T1 (de) 2002-09-17 2010-07-15 Fluor Corp Konfigurationen und verfahren zur entfernung von sauren gasen
GB0227222D0 (en) 2002-11-21 2002-12-24 Air Prod & Chem Apparatus for use in regenerating adsorbent
ATE383192T1 (de) 2002-11-25 2008-01-15 Fluor Corp Hochdruckgasverarbeitungsconfigurationen
AU2002351210A1 (en) 2002-12-04 2004-06-30 Fluor Corporation Improved distillation systems
FR2848121B1 (fr) 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
DE60336752D1 (de) 2002-12-12 2011-05-26 Fluor Corp Verfahren zur enfernung von saurem gas
CN100563789C (zh) 2002-12-17 2009-12-02 弗劳尔公司 接近零排放的去除酸性气和杂质的配置及方法
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
JP4274846B2 (ja) 2003-04-30 2009-06-10 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム
GB0310419D0 (en) 2003-05-07 2003-06-11 Ciba Spec Chem Water Treat Ltd Treatment of aqueous suspensions
CA2532549C (en) 2003-07-22 2012-10-16 Dow Global Technologies Inc. Regeneration of acid gas-containing treatment fluids
FR2861403B1 (fr) 2003-10-27 2006-02-17 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un gaz naturel par adsorption des mercaptans
US7124605B2 (en) 2003-10-30 2006-10-24 National Tank Company Membrane/distillation method and system for extracting CO2 from hydrocarbon gas
US6946017B2 (en) 2003-12-04 2005-09-20 Gas Technology Institute Process for separating carbon dioxide and methane
US7635408B2 (en) 2004-01-20 2009-12-22 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
WO2005082493A1 (ja) 2004-03-02 2005-09-09 The Chugoku Electric Power Co., Inc. 排ガスの処理方法、排ガスの処理システム、二酸化炭素の分離方法、及び二酸化炭素分離装置
EA010565B1 (ru) 2004-07-12 2008-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ удаления содержащих серу соединений из углеводородсодержащих газов (варианты)
DK1781400T3 (da) 2004-08-06 2013-09-23 Alstom Technology Ltd Rensning af forbrændingsgas herunder fjernelse af co2
US7442231B2 (en) 2004-08-23 2008-10-28 Syntroleum Corporation Electricity generation system
EP1799333B8 (en) 2004-10-15 2012-09-26 Tronox LLC Improved method for concentrating a titanium dioxide slurry
EA014650B1 (ru) 2004-12-03 2010-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
US7722289B2 (en) 2004-12-08 2010-05-25 Casella Waste Systems, Inc. Systems and methods for underground storage of biogas
FR2880677B1 (fr) 2005-01-07 2012-10-12 Air Liquide Procede de pretraitement de l'air avant introduction dans une unite de separation d'air par voie cryogenique et appareil correspondant
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
FR2883769B1 (fr) 2005-03-31 2007-06-08 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-traitement d'un gaz acide
WO2006113935A2 (en) 2005-04-20 2006-10-26 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for claus plant operation with variable sulfur content
US7442233B2 (en) 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
US20100147022A1 (en) 2005-09-15 2010-06-17 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
FR2893515A1 (fr) 2005-11-18 2007-05-25 Inst Francais Du Petrole Procede ameliore de pretraitement de gaz naturel acide
FR2895271B1 (fr) 2005-12-22 2008-12-19 Total France Sa Organe de deversement d'une enceinte de traitement, notamment d'hydrocarbures, et enceinte correspondant
US7437889B2 (en) 2006-01-11 2008-10-21 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for producing products from natural gas including helium and liquefied natural gas
NZ573217A (en) 2006-05-05 2011-11-25 Plascoenergy Ip Holdings S L Bilbao Schaffhausen Branch A facility for conversion of carbonaceous feedstock into a reformulated syngas containing CO and H2
EA013423B1 (ru) 2006-06-27 2010-04-30 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способ и система извлечения этана
WO2008034789A1 (de) 2006-09-18 2008-03-27 Anocsys Ag Anordnung mit einem aktiven geräuschreduktionssystem
US7637984B2 (en) 2006-09-29 2009-12-29 Uop Llc Integrated separation and purification process
US20080091316A1 (en) 2006-10-13 2008-04-17 Szczublewski Francis E Occupant retained accessory power
EP2076726A2 (en) 2006-10-24 2009-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
US8020408B2 (en) 2006-12-06 2011-09-20 Praxair Technology, Inc. Separation method and apparatus
US7575624B2 (en) 2006-12-19 2009-08-18 Uop Pllc Molecular sieve and membrane system to purify natural gas
FR2911556B1 (fr) 2007-01-24 2009-08-28 Renault Sas Procede de controle du fonctionnement d'un groupe moto-propulseur.
WO2008095258A1 (en) 2007-02-09 2008-08-14 Cool Energy Limited Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons
US7883569B2 (en) 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
WO2008099327A2 (en) 2007-02-14 2008-08-21 Nxp B.V. Embedded inductor and method of producing thereof
US8529662B2 (en) 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
US20080307827A1 (en) 2007-06-11 2008-12-18 Hino Yuuko Method of refining natural gas and natural gas refining system
AU2008263948B2 (en) 2007-06-12 2011-09-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the purification of methane containing streams by cooling and extraction
NO329177B1 (no) 2007-06-22 2010-09-06 Kanfa Aragon As Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG
US7666299B2 (en) 2007-08-10 2010-02-23 Amt International, Inc. Extractive distillation process for recovering aromatics from petroleum streams
WO2009029353A1 (en) 2007-08-29 2009-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Tail-gas injection in a gas cycle operation
AU2008292143B2 (en) 2007-08-30 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
CA2700135C (en) 2007-09-18 2015-05-12 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
CA2710915C (en) 2007-12-28 2016-05-24 Twister B.V. Method of removing and solidifying carbon dioxide from a fluid stream and fluid separation assembly
AU2009203675B2 (en) 2008-01-11 2011-11-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants
US20090220406A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
EP2108421B1 (en) 2008-04-11 2018-01-24 Sulzer Chemtech AG Multiple downcomer tray
US7955496B2 (en) 2008-04-22 2011-06-07 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for upgrading hydrocarbons
EA201100181A1 (ru) 2008-07-10 2011-06-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления газообразного загрязнителя из потока загрязнённого газа
US8381544B2 (en) 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
AU2009272889B2 (en) 2008-07-18 2013-03-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Two stage process for producing purified gas
US9396854B2 (en) 2008-08-29 2016-07-19 Shell Oil Company Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
CN102159298A (zh) 2008-09-23 2011-08-17 国际壳牌研究有限公司 用于从包括甲烷和气态污染物的进气流中去除气态污染物的方法
EA201170572A1 (ru) 2008-10-14 2011-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Удаление кислотных газов из газового потока
CA2684155C (en) 2008-10-29 2018-08-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Improved bitumen extraction process
WO2010052299A1 (en) 2008-11-06 2010-05-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20120031143A1 (en) 2009-01-08 2012-02-09 Helmar Van Santem Process and appartus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
WO2010079175A2 (en) 2009-01-08 2010-07-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
US20100187181A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Sortwell Edwin T Method for Dispersing and Aggregating Components of Mineral Slurries
US9021831B2 (en) 2009-02-17 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
EP2421942B1 (en) 2009-04-20 2014-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
EP2255864A1 (en) 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
MY161443A (en) 2009-06-11 2017-04-14 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
WO2011026170A1 (en) 2009-09-01 2011-03-10 Cool Energy Limited Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas
AU2010307274B2 (en) * 2009-09-09 2016-02-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
JP5797199B2 (ja) 2009-09-29 2015-10-21 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン ガス精製の構成および方法
EA023174B1 (ru) 2009-11-02 2016-04-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода
EA026113B1 (ru) 2010-01-22 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Удаление кислотных газов из газового потока при улавливании и изолировании со
MY169968A (en) 2010-02-03 2019-06-19 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
US8747520B2 (en) 2010-05-03 2014-06-10 Battelle Memorial Institute Carbon dioxide capture from power or process plant gases
JP5892165B2 (ja) 2010-07-30 2016-03-23 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 並流分離装置を用いて炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
DE112012000436B4 (de) 2011-01-10 2015-10-08 Koch-Glitsch, Lp Kontaktboden, Kolonne mit Kontaktböden und Verfahren zum Betreiben einer Kolonne
RU2606223C2 (ru) 2011-07-22 2017-01-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Извлечение гелия из потоков природного газа
WO2013095828A1 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090266107A1 (en) * 2007-01-19 2009-10-29 Vikram Singh Integrated Controlled Freeze Zone (CFZ) Tower and Dividing Wall (DWC) for Enhanced Hydrocarbon Recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20120079852A1 (en) * 2009-07-30 2012-04-05 Paul Scott Northrop Systems and Methods for Removing Heavy Hydrocarbons and Acid Gases From a Hydrocarbon Gas Stream

Also Published As

Publication number Publication date
CA2925955C (en) 2018-02-27
AU2014357669B2 (en) 2017-12-21
MX363766B (es) 2019-04-02
US20150159947A1 (en) 2015-06-11
MX2016004975A (es) 2016-07-11
NO20160904A1 (en) 2016-05-26
CN105723171A (zh) 2016-06-29
CN105723171B (zh) 2018-06-05
EA201691170A1 (ru) 2016-09-30
CA2925955A1 (en) 2015-06-11
WO2015084500A1 (en) 2015-06-11
AU2014357669A1 (en) 2016-06-23
MY177768A (en) 2020-09-23
US9874396B2 (en) 2018-01-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA031531B1 (ru) Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ
US9562719B2 (en) Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
US9823016B2 (en) Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US11543179B2 (en) Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
US9752827B2 (en) Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
CA2924695C (en) Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
CN105992922B (zh) 用于启动蒸馏塔的方法和系统
EP3221022B1 (en) Distillation tower with a liquid collection system
US20170082357A1 (en) Heating Component to Reduce Solidification in a Cryogenic Distillation System
US10436525B2 (en) Cyclonic cooling system

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 TJ

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

Designated state(s): KZ TM RU