EA032756B1 - Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла - Google Patents

Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла Download PDF

Info

Publication number
EA032756B1
EA032756B1 EA201691180A EA201691180A EA032756B1 EA 032756 B1 EA032756 B1 EA 032756B1 EA 201691180 A EA201691180 A EA 201691180A EA 201691180 A EA201691180 A EA 201691180A EA 032756 B1 EA032756 B1 EA 032756B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
freezing zone
spray
section
zone
stream
Prior art date
Application number
EA201691180A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691180A1 (ru
Inventor
Хайме А. Валенсия
Дэвид У. Маер
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 EA201691180A1 publication Critical patent/EA201691180A1/ru
Publication of EA032756B1 publication Critical patent/EA032756B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • B01D3/143—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column by two or more of a fractionation, separation or rectification 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
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D1/00—Evaporating
    • B01D1/16—Evaporating by spraying
    • B01D1/20—Sprayers
    • 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
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • B01D3/32—Other features of fractionating columns ; Constructional details of fractionating columns not provided for in groups B01D3/16 - B01D3/30
    • 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
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing 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
    • 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
    • F25J3/06—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
    • F25J3/06—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
    • 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
    • C10L2290/14—Injection, e.g. in a reactor or a fuel stream during fuel production
    • C10L2290/141—Injection, e.g. in a reactor or a fuel stream during fuel production of additive or catalyst
    • 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
    • C10L2290/18—Spraying or sprinkling
    • 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
    • C10L2290/58—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
    • 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
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2280/40—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

Landscapes

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

Abstract

Предложен способ разделения сырьевого потока в дистилляционной колонне, который включает обеспечение функционирования секции с зоной регулируемого замораживания (CFZ) в дистилляционной колонне, прием потока жидкости для зоны замораживания в узле с распылительными соплами в секции с зоной регулируемого замораживания, при этом узел с распылительными соплами содержит множество наружных распылительных сопел на наружной периферии узла с распылительными соплами и по меньшей мере одно внутреннее распылительное сопло, расположенное внутри по отношению к множеству наружных распылительных сопел, при этом каждое наружное распылительное сопло выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность распыления потока жидкости для зоны замораживания вдоль центральной оси факела распыла, и при этом центральная ось факела распыла по меньшей мере одного из наружных распылительных сопел не параллельна стенке зоны регулируемого замораживания, и распыление потока жидкости для зоны замораживания посредством узла с распылительными соплами в секцию с зоной регулируемого замораживания для поддержания температуры и давления, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами.

Description

Раскрытие изобретения относится в целом к области разделения текучих сред. В частности, раскрытие изобретения относится к криогенному отделению загрязняющих веществ, таких как кислый газ, от углеводорода.
Данный раздел предназначен для ознакомления с различными аспектами уровня техники, которые могут быть связаны с представленным раскрытием изобретения. Данное рассмотрение предназначено для обеспечения основы, чтобы способствовать лучшему пониманию определенных аспектов представленного раскрытия изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел следует рассматривать в свете этого и необязательно как признание предшествующего уровня техники.
Добыча углеводородов, представляющих собой природные газы, таких как метан и этан, из пластаколлектора часто сопряжена с попутной добычей неуглеводородных газов. Подобные газы включают в себя загрязняющие вещества, такие как по меньшей мере один из диоксида углерода (СО2), сульфида водорода (H2S), карбонилсульфида, дисульфида углерода и различных меркаптанов. Когда сырьевой поток, добываемый из пласта-коллектора, включает в себя данные загрязняющие вещества, смешанные с углеводородами, поток часто называют высокосернистым газом.
Многие пласты-коллекторы природного газа имеют сравнительно низкое процентное содержание углеводородов и сравнительно высокое процентное содержание загрязняющих веществ. Загрязняющие вещества могут действовать как разбавитель и снижать теплосодержание потока газа. Некоторые загрязняющие вещества, подобные серосодержащим соединениям, являются токсичными и могут даже быть смертельными. Кроме того, в присутствии воды некоторые загрязняющие вещества могут становиться довольно коррозионно-активными.
Желательно удалить загрязняющие вещества из потока, содержащего углеводороды, для получения обессеренных и концентрированных углеводородов. Технические характеристики природного газа, соответствующего требованиям транспортирования по трубопроводу, как правило, требуют максимум 2-4% CO2 и 1/4 грана (0,0162 г) I3/4S на 100 стандартных кубических футов (4 части на млн по объему) или 5 мг на нормальный кубический метр I3/4S. Технические характеристики для процессов при более низких температурах, таких как в установках для сжижения природного газа или установках для удаления азота, как правило, требуют менее 50 частей CO2 на млн.
Отделение загрязняющих веществ от углеводородов затруднено, и, следовательно, были выполнены значительные работы по разработке способов разделения углеводородов и загрязняющих веществ. Данные способы можно разделить на три общих класса: абсорбция растворителями (физическая, химическая и гибридная), адсорбция твердыми частицами и дистилляция.
Разделение некоторых смесей путем дистилляции может быть относительно простым и как таковое широко используется в газовой промышленности. Однако дистилляция смесей углеводородов, представляющих собой природный газ, главным образом метана, и одного из наиболее распространенных загрязняющих веществ в природном газе, а именно диоксида углерода, может быть сопряжена со значительными трудностями. Обычные принципы дистилляции и обычное оборудование для дистилляции базируются на присутствии только паровой и жидкой фаз во всей дистилляционной колонне. Отделение CO2 от
- 1 032756 метана посредством дистилляции подразумевает наличие режима температуры и давления, который приводит к затвердеванию CO2, если желателен углеводородный продукт, соответствующий требованиям транспортирования по трубопроводу или имеющий лучшее качество. Требуемые температуры представляют собой низкие температуры, как правило, называемые криогенными температурами.
Определенная криогенная дистилляция может обеспечить преодоление вышеупомянутых затруднений. Данная криогенная дистилляция обеспечивает соответствующий механизм для осуществления образования и последующего расплавления твердой фазы во время отделения загрязняющих веществ, образующих твердую фазу, от углеводородов. Образование твердых загрязняющих веществ в равновесии с парожидкостными смесями углеводородов и загрязняющих веществ при определенных температурном режиме и режиме давления происходит в секции с зоной регулируемого замораживания.
Иногда твердые частицы могут прилипать к внутренней стенке (например, стенке зоны регулируемого замораживания) секции с зоной регулируемого замораживания вместо опускания их в нижнюю часть секции с зоной регулируемого замораживания.
Налипание является недостатком. Налипание в случае его бесконтрольности может препятствовать надлежащему функционированию секции с зоной регулируемого замораживания и эффективному отделению метана от загрязняющих веществ.
Существует потребность в усовершенствованной технологии для разделения сырьевого потока, содержащего углеводороды и загрязняющие вещества, при одновременном предотвращении налипания твердых частиц на стенке зоны регулируемого замораживания.
Сущность изобретения
В соответствии с представленным раскрытием изобретения разработаны устройство и способ отделения загрязняющих веществ от углеводородов и среди прочего предотвращения налипания твердых частиц на стенке зоны регулируемого замораживания.
Способ разделения сырьевого потока в дистилляционной колонне включает обеспечение функционирования секции с зоной регулируемого замораживания в дистилляционной колонне, прием потока жидкости для зоны замораживания в узле с распылительными соплами в секции с зоной регулируемого замораживания, при этом узел с распылительными соплами содержит множество наружных распылительных сопел на наружной периферии узла с распылительными соплами и по меньшей мере одно внутреннее распылительное сопло, расположенное внутри по отношению к множеству наружных распылительных сопел, при этом каждое наружное распылительное сопло выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность распыления потока жидкости для зоны замораживания вдоль центральной оси факела распыла, и при этом центральная ось факела распыла по меньшей мере одного из множества наружных распылительных сопел не параллельна стенке зоны регулируемого замораживания, и распыление потока жидкости для зоны замораживания посредством узла с распылительными соплами в секцию с зоной регулируемого замораживания при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами.
Способ получения углеводородов включает обеспечение функционирования секции с зоной регулируемого замораживания в дистилляционной колонне, которая принимает поток жидкости для зоны замораживания для образования твердой фазы и потока пара, обогащенного углеводородами, в секции с зоной регулируемого замораживания, обеспечение функционирования распылительного узла в секции с зоной регулируемого замораживания, при этом распылительный узел содержит распылительное сопло первого типа на наружной периферии и распылительное сопло второго типа, расположенное внутри по отношению к распылительному соплу первого типа, и при этом распылительное сопло первого типа обеспечивает ориентирование факела распыла под некоторым углом относительно стенки зоны регулируемого замораживания так, чтобы минимизировать столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания, впрыскивание потока жидкости для зоны замораживания в секцию с зоной регулируемого замораживания посредством распылительного узла при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами, при этом поток жидкости для зоны замораживания содержит самую дальнюю от центра часть потока жидкости для зоны замораживания, и получение потока пара, обогащенного углеводородами и отводимого из дистилляционной колонны.
Дистилляционная колонна, которая обеспечивает отделение загрязняющего вещества в сырьевом потоке от углеводорода в сырьевом потоке, может содержать секцию с зоной регулируемого замораживания, содержащую стенку зоны регулируемого замораживания, распылительное сопло первого типа, выполненное с конфигурацией, обеспечивающей возможность впрыскивания потока жидкости для зоны замораживания в секцию с зоной регулируемого замораживания при температуре и давлении, при которых образуется твердая фаза, и узел с тарелкой для расплавления, расположенный под распылительным соплом первого типа и выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность расплавления твердой фазы, которая содержит загрязняющее вещество, при этом распылительное сопло первого типа выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность направления самой дальней от центра части потока жидкости для зоны замораживания под некоторым углом относительно стенки зоны регулируемого замораживания посредством распылительного сопла первого типа, и при этом данный угол рассчи
- 2 032756 тан для минимизации или устранения столкновения потока жидкости для зоны замораживания со стенкой зоны регулируемого замораживания.
Выше были в общих чертах изложены признаки представленного раскрытия изобретения с тем, чтобы можно было лучше понять нижеследующее подробное описание. Дополнительные признаки также будут описаны в данном документе.
Краткое описание чертежей
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества раскрытия изобретения станут очевидными из нижеприведенного описания, приложенной формулы изобретения и сопровождающих чертежей, которые кратко описаны ниже.
Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение колонны с секциями в одном резервуаре.
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение колонны с секциями в множестве резервуаров.
Фиг. 3 представляет собой схематическое изображение колонны с секциями в одном резервуаре.
Фиг. 4 представляет собой схематическое изображение колонны с секциями в множестве резервуаров.
Фиг. 5 представляет собой схематическое изображение в разрезе секции с зоной регулируемого замораживания.
Фиг. 6 представляет собой вид сверху распылительного узла.
Фиг. 7 представляет собой схему последовательности операций способа в пределах объема представленного раскрытия изобретения.
Следует отметить, что фигуры представляют собой просто примеры и они не предназначены для какого-либо ограничения объема представленного раскрытия изобретения. Кроме того, фигуры, как правило, начерчены не в масштабе, но чертежи на них приведены для обеспечения удобства и ясности при иллюстрировании различных аспектов раскрытия изобретения.
Подробное описание
Для того, чтобы способствовать пониманию принципов раскрытия изобретения, далее будет сделана ссылка на элементы, проиллюстрированные на чертежах, и для их описания будет использована особая терминология. Тем не менее, следует понимать, что это не предназначено для ограничения какимлибо образом объема раскрытия изобретения. Любые изменения и дополнительные модификации и любые дополнительные применения принципов раскрытия изобретения, описанного в данном документе, рассматриваются как те, которые при обычных обстоятельствах пришли бы на ум специалисту в области техники, к которой относится раскрытие изобретения. Для специалистов в соответствующей области техники будет очевидно, что некоторые элементы, которые не имеют отношения к представленному раскрытию изобретения, могут быть не показаны на чертежах для ясности.
Упоминаемые в данной заявке термины поток, поток газа, поток пара и поток жидкости относятся к различным состояниям сырьевого потока при обработке сырьевого потока в дистилляционной колонне, которая обеспечивает отделение метана, а именно основного углеводорода в природном газе, от загрязняющих веществ. Несмотря на то, что выражения поток газа, поток пара и поток жидкости относятся к ситуациям, в которых газ, пар и жидкость главным образом соответственно присутствуют в потоке, могут иметь место другие фазы, также присутствующие в потоке. Например, газ также может присутствовать в потоке жидкости. В некоторых случаях термины поток газа и поток пара могут использоваться как взаимозаменяемые.
Раскрытие изобретения относится к системе и способу разделения сырьевого потока в дистилляционной колонне. Система и способ способствуют предотвращению образования твердых частиц, которые прилипают к стенке секции с зоной регулируемого замораживания, путем направления самой наружной части потока жидкости для зоны замораживания из распылительного сопла первого типа у наружной периферии распылительного узла так, чтобы устранить, уменьшить и/или минимизировать столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания в секции с зоной регулируемого замораживания. Фиг. 1-7 раскрытия изобретения показывают различные аспекты системы и способа.
Система и способ могут обеспечить разделение сырьевого потока, имеющего метан и загрязняющие вещества. Система может содержать дистилляционную колонну 104, 204 (фиг. 1-4). Дистилляционная колонна 104, 204 может обеспечить отделение загрязняющих веществ от метана.
Дистилляционная колонна 104, 204 может быть разделена на три функциональные секции: нижнюю секцию 106, среднюю секцию 108 с зоной регулируемого замораживания и верхнюю секцию 110. Дистилляционная колонна 104, 204 может включать в себя три функциональные секции, когда верхняя секция 110 необходима и/или желательна.
Дистилляционная колонна 104, 204 может включать в себя только две функциональные секции, когда верхняя секция 110 не требуется и/или нежелательна. Когда дистилляционная колонна не включает в себя верхнюю секцию 110, часть пара, выходящего из средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, может конденсироваться в конденсаторе 122 и возвращаться в виде потока жидкости посредством распылительного узла 129. Кроме того, магистрали 18 и 20 могут быть устранены, элементы 124 и 126 могут представлять собой один и тот же элемент и элементы 150 и 128 могут представлять собой
- 3 032756 один и тот же элемент. Поток в магистрали 14, теперь отбирающей пары, выходящие из средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, обеспечивает направление данных паров в конденсатор 122.
Нижняя секция 106 также может быть названа отпарной секцией. Средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания также может быть названа секцией с зоной регулируемого замораживания. Верхняя секция 110 также может быть названа ректификационной секцией.
Секции дистилляционной колонны 104 могут быть размещены в одном резервуаре (фиг. 1 и 3). Например, нижняя секция 106, средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания и верхняя секция 110 могут быть размещены в одном резервуаре 164.
Секции дистилляционной колонны 204 могут быть размещены в множестве резервуаров для образования конфигурации с разделенной колонной (фиг. 2 и 4). Каждый из резервуаров может быть отдельным от остальных резервуаров. Трубопроводы и/или другие пригодные средства могут соединять один резервуар с другим резервуаром. В этом случае нижняя секция 106, средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания и верхняя секция 110 могут быть размещены в двух или более резервуарах. Например, как показано на фиг. 2 и 4, верхняя секция 110 может быть размещена в одном резервуаре 254, и нижняя секция 106 и средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания могут быть размещены в одном резервуаре 264. Когда это имеет место, поток жидкости, выходящий из верхней секции 110, может выходить через нижний элемент 260 для выпуска жидкости. Нижний элемент 260 для выпуска жидкости находится в нижней части верхней секции 110. Хотя это не показано, каждая из секций может быть размещена в ее собственном отдельном резервуаре, или одна или более секций могут быть размещены в отдельных резервуарах, или верхняя секция и средняя секция с зоной регулируемого замораживания могут быть размещены в одном резервуаре и нижняя секция может быть размещена в одном резервуаре, и т.д. Когда секции дистилляционной колонны размещены в резервуарах, резервуары могут быть расположены бок о бок вдоль горизонтальной линии и/или друг над другом вдоль вертикальной линии.
Конфигурация с разделенной колонной может быть предпочтительной в ситуациях, в которых должны быть приняты во внимание высота дистилляционной колонны, соображения, связанные с перемещением, и/или проблемы транспортировки, например для удаленных мест. Данная конфигурация с разделенной колонной обеспечивает возможность независимого функционирования одной или более секций. Например, когда верхняя секция размещена в одном резервуаре и нижняя секция и средняя секция с зоной регулируемого замораживания размещены в одном резервуаре, в верхней секции может происходить независимое образование орошающих жидкостей посредством использования, по существу, свободного от загрязняющих веществ, в основном углеводородного потока из насадочной газовой магистрали или соседней магистрали для углеводородов. Кроме того, орошающая фракция/флегма может быть использована для охлаждения верхней секции, установления надлежащего профиля температур в верхней секции и/или увеличения запаса жидкости в нижней части верхней секции, который должен служить в качестве исходного источника распыляемых жидкостей для средней секции с зоной регулируемого замораживания. Кроме того, средняя секция с зоной регулируемого замораживания и нижняя секция могут быть подготовлены независимо посредством охлаждения сырьевого потока, подачи его в оптимальное место вне зависимости от того, находится ли оно в нижней секции или в средней секции с зоной регулируемого замораживания, образования жидкостей для нижней секции и средней секции с зоной регулируемого замораживания и освобождения средней секции с зоной регулируемого замораживания от паров, когда они не соответствуют техническим характеристикам вследствие слишком высокого содержания загрязняющих веществ. Кроме того, жидкость из верхней секции может периодически или непрерывно распыляться, что обеспечивает повышение уровня жидкости в нижней части средней секции с зоной регулируемого замораживания и снижение содержания загрязняющих веществ в средней секции с зоной регулируемого замораживания и доведение его почти до уровня устойчивого состояния, так что два резервуара могут быть соединены для направления потока пара из средней секции с зоной регулируемого замораживания в верхнюю секцию, непрерывного распыления жидкости из нижней части верхней секции в среднюю секцию с зоной регулируемого замораживания и стабилизации операций до установившегося режима. В конфигурации с разделенной колонной может быть предусмотрено использование отстойника верхней секции в качестве ресивера жидкости для насоса 128, в результате чего устраняется необходимость в ресивере 126 жидкости на фиг. 1 и 3.
Система также может включать в себя теплообменник 100 (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 может поступать в теплообменник 100 перед поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Сырьевой поток 10 может быть охлажден в теплообменнике 100. Теплообменник 100 способствует снижению температуры сырьевого потока 10 до уровня, подходящего для ввода в дистилляционную колонну 104, 2 04.
Система может включать в себя детандерное устройство 102 (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 может поступать в детандерное устройство 102 перед поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Сырьевой поток 10 может быть расширен в детандерном устройстве 102 после выхода из теплообменника 100. Детандерное устройство 102 способствует снижению температуры сырьевого потока 10 до уровня, подходящего для ввода в дистилляционную колонну 104, 204. Детандерное устройство 102 может представлять собой любое пригодное устройство, такое как клапан. Если детандерное устройство 102 представляет собой клапан, клапан может представлять собой любой пригодный клапан, который может спо
- 4 032756 собствовать охлаждению сырьевого потока 10 перед его поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Например, клапан 102 может содержать клапан Джоуля-Томсона (редукционный газовый клапан).
Система может включать в себя сепаратор 103 сырья (фиг. 3-4). Сырьевой поток может поступать в сепаратор сырья перед поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Сепаратор сырья может обеспечить разделение сырьевого потока, имеющего смешанный поток жидкости и пара, на поток жидкости и поток пара. Магистрали 12 могут проходить от сепаратора сырья к дистилляционной колонне 104, 204. Одна из магистралей 12 может принимать поток пара из сепаратора сырья. Другая из магистралей 12 может принимать поток жидкости из сепаратора сырья. Каждая из магистралей 12 может проходить к одной и той же и/или разным секциям (т.е. средней секции с зоной регулируемого замораживания и нижней секции) дистилляционной колонны 104, 204. Детандерное устройство 102 может быть или не быть расположено дальше по потоку по отношению к сепаратору 103 сырья. Детандерное устройство 102 может содержать множество детандерных устройств 102, так что каждая магистраль 12 будет иметь детандерное устройство 102.
Система может включать в себя установку 261 дегидратации (фиг. 1-4). Сырьевой поток 10 может поступать в установку 261 дегидратации перед поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Сырьевой поток 10 поступает в установку 261 дегидратации перед поступлением в теплообменник 100 и/или детандерное устройство 102. Установка 261 дегидратации обеспечивает удаление воды из сырьевого потока 10 для предотвращения ситуации, при которой вода позднее будет создавать проблему в теплообменнике 100, детандерном устройстве 102, сепараторе 103 сырья или дистилляционной колонне 104, 204. Вода может создавать проблему за счет образования отдельной водной фазы (т.е. льда и/или гидрата), которая закупоривает магистрали, оборудование или отрицательно влияет на процесс дистилляции. Установка 261 дегидратации обеспечивает обезвоживание сырьевого потока до температуры конденсации, достаточно низкой для гарантирования того, что отдельная водная фаза не будет образовываться ни в какой точке, находящейся дальше по потоку, во время остальной части процесса. Установка дегидратации может представлять собой любое пригодное средство дегидратации, такое как молекулярное сито или гликолевая установка дегидратации.
Система может включать в себя фильтровальную установку (непоказанную). Сырьевой поток 10 может поступать в фильтровальную установку перед поступлением в дистилляционную колонну 104, 204. Фильтровальная установка может обеспечить удаление нежелательных загрязняющих веществ из сырьевого потока до того, как сырьевой поток поступит в дистилляционную колонну 104, 204. В зависимости от того, какие загрязняющие вещества должны быть удалены, фильтровальная установка может находиться перед или за установкой 261 дегидратации и/или перед или за теплообменником 100.
Системы могут включать в себя магистраль 12 (фиг. 1-4). Магистраль также может быть названа впускным каналом 12. Сырьевой поток 10 может быть введен в дистилляционную колонну 104, 204 посредством магистрали 12. Магистраль 12 может проходить до нижней секции 106 или предусмотренной с зоной регулируемого замораживания средней секции 108 дистилляционной колонны 104, 204. Например, магистраль 12 может проходить до нижней секции 106, так что сырьевой поток 10 может поступать в нижнюю секцию 106 дистилляционной колонны 104, 204 (фиг. 1-4). Магистраль 12 может проходить прямо или непрямым образом до нижней секции 106 или средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Магистраль 12 может проходить до наружной поверхности дистилляционной колонны 104, 204 перед вводом в дистилляционную колонну 104, 204.
Если система включает в себя сепаратор 103 сырья (фиг. 3-4), магистраль 12 может содержать множество магистралей 12. Каждая магистраль может представлять собой такую же магистраль, как одна из магистралей, которые проходят от сепаратора сырья до определенной части дистилляционной колонны 104, 204.
Нижняя секция 106 создана и расположена с возможностью разделения сырьевого потока 10 на поток кубовой жидкости, обогащенной загрязняющими веществами, (т.е. поток жидкости) и поток пара для зоны замораживания (т.е. поток пара). Нижняя секция 106 обеспечивает разделение сырьевого потока при температуре и давлении, при которых не образуются никакие твердые частицы. Поток жидкости может содержать большее количество загрязняющих веществ по сравнению с количеством метана. Поток пара может содержать большее количество метана по сравнению с количеством загрязняющих веществ. В любом случае поток пара является более легким, чем поток жидкости. В результате этого поток пара поднимается из нижней секции 106 и поток жидкости опускается в нижнюю часть нижней секции 106.
Нижняя секция 106 может включать в себя оборудование, которое обеспечивает разделение сырьевого потока, и/или может быть присоединена к подобному оборудованию. Данное оборудование может содержать любое оборудование, пригодное для отделения метана от загрязняющих веществ, такое как одна или более секций 181 с насадкой или одна или более дистилляционных тарелок с перфорационными отверстиями, сливные устройства и перегородки (фиг. 1-4).
Оборудование может включать в себя компоненты, которые обеспечивают подвод тепла к потоку для образования потока пара и потока жидкости. Например, оборудование может содержать первый ребойлер 112, который обеспечивает подвод тепла к потоку. Первый ребойлер 112 может быть расположен снаружи дистилляционной колонны 104, 204. Оборудование также может содержать второй ребойлер
- 5 032756
172, который обеспечивает подвод тепла к потоку. Второй ребойлер 172 может быть расположен снаружи дистилляционной колонны 104, 204. Магистраль 117 может проходить от дистилляционной колонны ко второму ребойлеру 172. Магистраль 17 может проходить от второго ребойлера 172 к дистилляционной колонне. Также могут быть использованы дополнительные ребойлеры, установленные аналогично второму ребойлеру, описанному выше.
Первый ребойлер 112 может обеспечить подвод тепла к потоку жидкости, который выходит из нижней секции 106 через предназначенный для выпуска жидкости элемент 160 нижней секции 106. Поток жидкости может проходить из элемента 160 для выпуска жидкости по магистрали 28 для прохода к первому ребойлеру 112 (фиг. 1-4). Количество тепла, подводимого к потоку жидкости первым ребойлером 112, может быть увеличено для отделения большего количества метана от загрязняющих веществ. Чем больше тепла будет подведено посредством ребойлера 112 к потоку, тем больше метана будет отделено от жидких загрязняющих веществ, хотя при этом также будет испаряться больше загрязняющих веществ.
Первый ребойлер 112 может также обеспечить подвод тепла к потоку внутри дистилляционной колонны 104, 204. В частности, тепло, подводимое посредством первого ребойлера 112, обеспечивает нагрев нижней секции 106. Данное тепло проходит вверх в нижней секции 106, что обеспечивает подвод тепла для нагрева твердых частиц, поступающих в узел 139 с тарелкой для расплавления (фиг. 1-4), предусмотренный в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, так что твердые частицы образуют жидкую и/или суспензионную смесь.
Второй ребойлер 172 может обеспечить подвод тепла к потоку в нижней секции 106. Данное тепло может быть подведено ближе к средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, чем тепло, подводимое посредством первого ребойлера 112. В результате тепло, подводимое посредством второго ребойлера 172, доходит до средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания быстрее, чем тепло, подводимое посредством первого ребойлера 112. Второй ребойлер 172 также может способствовать интеграции энергии. Некоторые промышленные применения могут не иметь данного второго ребойлера 172.
Оборудование может включать в себя один или более узлов 135 с патрубками для прохода газа/пара (фиг. 1-4). Во время прохода вниз в нижнюю часть нижней секции 106 поток жидкости может сталкиваться с одним или более из узлов 135 с патрубками для прохода газа/пара.
Каждый узел 135 с патрубками для прохода газа/пара включает в себя тарелку 131 с патрубками для прохода газа/пара, на которой скапливается поток жидкости в нижней секции 106. Поток жидкости, который скапливается на тарелке 131 с патрубками для прохода газа/пара, может быть подан ко второму ребойлеру 172. После нагрева потока жидкости во втором ребойлере 172 поток может возвращаться в среднюю секцию 106 с зоной регулируемого замораживания для подачи тепла в среднюю секцию 106 с зоной регулируемого замораживания и/или к узлу 139 с тарелкой для расплавления. Неиспарившийся (или частично испарившийся) поток, выходящий из второго ребойлера 172, может быть подан обратно в дистилляционную колонну 104, 204 ниже тарелки 131 с патрубками для прохода газа/пара. Поток пара, выходящий из второго ребойлера 172, может быть направлен в зону под или над тарелкой 131 с патрубками для прохода газа/пара, когда поток пара поступает в дистилляционную колонну 104, 204.
Тарелка 131 с патрубками для прохода газа/пара может включать в себя один или более патрубков 137 для прохода газа/пара. Патрубок 137 для прохода газа/пара служит в качестве канала, по которому проходит поток пара в нижней секции 106. Поток пара проходит через отверстие в тарелке 131 с патрубками для прохода газа/пара в нижней части патрубка 137 для прохода газа/пара к верхней части патрубка 137 для прохода газа/пара. В показанном варианте осуществления отверстие находится ближе к днищу нижней секции 106, чем к днищу средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Верхняя часть находится ближе к днищу средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, чем к днищу нижней секции 106.
Каждый патрубок 137 для прохода газа/пара имеет присоединенный к нему колпак 133 патрубка для прохода газа/пара. Колпак 133 патрубка для прохода газа/пара закрывает верхнее отверстие 138 патрубка 137 для прохода газа/пара. Колпак 133 патрубка для прохода газа/пара предотвращает поступление потока жидкости в патрубок 137 для прохода газа/пара. Поток пара выходит из узла 135 с патрубками для прохода газа/пара через верхнее отверстие 138 патрубка для прохода газа/пара.
После опускания в нижнюю часть нижней секции 106 поток жидкости выходит из дистилляционной колонны 104, 204 через элемент 160 для выпуска жидкости. Элемент 160 для выпуска жидкости находится в нижней секции 106 (фиг. 1-4). Элемент 160 для выпуска жидкости может быть расположен у днища нижней секции 106.
После выхода через элемент 160 для выпуска жидкости сырьевой поток может проходить по магистрали 28 к первому ребойлеру 112. Сырьевой поток может быть нагрет посредством первого ребойлера 112, и пар может затем снова поступать в нижнюю секцию 106 по магистрали 30. Неиспарившаяся жидкость может продолжать выходить из процесса дистилляции по магистрали 24.
Система может включать в себя детандерное устройство 114 (фиг. 1-4). После ввода в магистраль 24 нагретый поток жидкости может быть расширен в детандерном устройстве 114. Детандерное устрой
- 6 032756 ство 114 может представлять собой любое пригодное устройство, такое как клапан. Клапан 114 может представлять собой любой пригодный клапан, такой как клапан Джоуля-Томсона.
Система может включать в себя теплообменник 116 (фиг. 1-4). Поток жидкости, нагретый посредством первого ребойлера 112, может быть охлажден или нагрет посредством теплообменника 116. Теплообменник 116 может представлять собой теплообменник прямого действия или теплообменник непрямого действия. Теплообменник 116 может представлять собой любой пригодный теплообменник.
Поток пара в нижней секции 106 поднимается из нижней секции 106 к средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Функционирование средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания обеспечивается 501 (фиг. 7) для приема потока жидкости для зоны замораживания для образования твердой фазы и потока пара (т.е. потока пара, обогащенного углеводородами) в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания создана и расположена с возможностью разделения сырьевого потока 10, введенного в среднюю секцию с зоной регулируемого замораживания, на твердую фазу и поток пара. Твердая фаза и поток пара образуются в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания при впрыскивании потока жидкости для зоны замораживания при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, 505 (фиг. 7). Твердая фаза может состоять в большей степени из загрязняющих веществ, чем из метана. Поток пара может содержать больше метана, чем загрязняющих веществ.
Средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания включает в себя нижнюю часть 40 и верхнюю часть 39 (фиг. 5). Нижняя часть 40 находится ниже верхней части 39. Нижняя часть 40 примыкает непосредственно к верхней части 39. Нижняя часть 40 в основном представляет собой секцию нагрева, но может быть не только секцией нагрева в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Верхняя часть 39 в основном представляет собой секцию охлаждения, но может быть не только секцией охлаждения в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Температура и давление в верхней части 39 выбраны такими, чтобы твердая фаза могла образовываться в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания.
Средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания может содержать узел 139 с тарелкой для расплавления, который эксплуатируется в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания (фиг. 1-5). Узел 139 с тарелкой для расплавления находится в нижней части 40 средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Узел 139 с тарелкой для расплавления не находится в верхней части 39 средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания.
Узел 139 с тарелкой для расплавления создан и расположен с возможностью расплавления твердой фазы, образовавшейся в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Когда поток теплого пара поднимается из нижней секции 106 в среднюю секцию 108 с зоной регулируемого замораживания, поток пара сразу же сталкивается с узлом 139 с тарелкой для расплавления и обеспечивает подвод тепла для расплавления твердой фазы. Узел 139 с тарелкой для расплавления может содержать по меньшей мере один из компонентов, представляющих собой тарелку 118 для расплавления, колпачковую тарелку 132, жидкость 130 и механизм(ы) 134 нагрева.
Тарелка 118 для расплавления может обеспечить сбор жидкой и/или суспензионной смеси. Тарелка 118 для расплавления отделяет по меньшей мере часть средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания от нижней секции 106. Тарелка 118 для расплавления находится у днища 45 средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания.
Одна или более колпачковых тарелок 132 могут служить в качестве канала для потока пара, поднимающегося из нижней секции 106 к средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Колпачковая тарелка 132 может обеспечить канал для потока пара вверх по патрубку 140 и затем вниз и вокруг патрубка 140 к тарелке 118 для расплавления. Патрубок 140 закрыт колпачком 141. Колпачок 140 предотвращает проход жидкости 130 в патрубок 140. Колпачок 141 способствует предотвращению перемещения твердых частиц в патрубок 140. Перемещение потока пара через колпачковую тарелку 132 позволяет потоку пара передавать тепло жидкости 130 в узле 139 с тарелкой для расплавления.
Один или более механизмов 134 нагрева могут обеспечить дополнительный нагрев жидкости 130 для облегчения расплавления твердых частиц в жидкую и/или суспензионную смесь. Механизм(ы) 134 нагрева может(могут) быть расположен(ы) в любом месте в пределах узла 139 с тарелкой для расплавления. Например, как показано на фиг. 1-4, механизм 134 нагрева может быть расположен вокруг колпачковых тарелок 132. Механизм 134 нагрева может представлять собой любой пригодный механизм, такой как нагревательный змеевик. Источник тепла в механизме 134 нагрева может представлять собой любой пригодный источник тепла.
Жидкость 130 в узле с тарелкой для расплавления нагревается потоком пара. Жидкость 130 также может нагреваться посредством одного или более механизмов 134 нагрева. Жидкость 130 способствует расплавлению твердых частиц, образовавшихся в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, в жидкую и/или суспензионную смесь. В частности, тепло, передаваемое потоком пара, обеспечивает нагрев жидкости, что позволяет теплу обеспечить расплавление твердых частиц. Жидкость 130 находится на уровне, достаточном для расплавления твердых частиц.
Средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания также может содержать распылитель
- 7 032756 ный узел 129. Распылительный узел 129 обеспечивает охлаждение потока пара, который поднимается из нижней части 40. Распылительный узел 129 обеспечивает распыление жидкости, которая является более холодной, чем поток пара, на поток пара для охлаждения потока пара. Распылительный узел 129 находится в пределах верхней части 39. Распылительный узел 129 не находится в нижней части 40. Распылительный узел 129 находится над узлом 139 с тарелкой для расплавления. Другими словами, узел 139 с тарелкой для расплавления находится под распылительным узлом 129.
Как показано на фиг. 5-6, распылительный узел 129 включает в себя множество распылительных сопел 121, 221. Множество распылительных сопел 121, 221 включает в себя множество наружных распылительных сопел на наружной периферии узла с распылительными соплами, например распылительные сопла 121 первого типа, и по меньшей мере одно внутреннее распылительное сопло, расположенное внутри по отношению к множеству наружных распылительных сопел, например распылительное сопло 221 второго типа. Распылительное сопло 121 первого типа может удерживаться в секции 108 с зоной регулируемого замораживания под первым углом 122, 502 (фиг. 5-7) его оси 112-112 при распределении 151 струи (добавлено к фиг. 5). Распылительное сопло 221 второго типа может удерживаться в секции 108 с зоной регулируемого замораживания под вторым углом 222 его оси 212-212 при распределении 251 струи (добавлено к фиг. 5).
Может быть предусмотрено любое соответствующее количество распылительных сопел 121 первого типа и/или распылительных сопел 221 второго типа. Например, как показано на фиг. 6, может быть 12 распылительных сопел первого типа и 6 распылительных сопел 221 второго типа. Распылительные сопла 221 второго типа образуют внутреннюю периферию сопел в распылительном узле 129. Распылительные сопла 121 первого типа образуют наружную периферию сопел в распылительном узле 129.
Распылительные сопла 121, 221 первого и второго типов распыляют поток 130 жидкости для зоны замораживания при соответствующем распределении 151, 251 жидкости в среднюю секцию 108 с зоной регулируемого замораживания. Каждое распределение 151, 251 жидкости имеет центральную ось факела распыла, вокруг которой рассеивается струя. Центральная ось факела распыла, как правило, проходит так же, как соответствующая ось 112-112 и 212-212, когда распределение 151, 251 жидкости является симметричным, но может отклоняться, например, когда распределение 151, 251 жидкости является асимметричным. Поток 130, 230 жидкости для зоны замораживания впрыскивается в секцию 108 с зоной регулируемого замораживания при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами.
Поток 130, 230 жидкости для зоны замораживания содержит самую дальнюю от центра часть 131, 231 потока жидкости для зоны замораживания. Самая дальняя от центра часть 131 потока жидкости для зоны замораживания из потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из распылительного сопла 121 первого типа, может находиться непосредственно рядом со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания. Самая дальняя от центра часть 131 потока жидкости для зоны замораживания может представлять собой самую дальнюю от центра границу потока 130 жидкости для зоны замораживания. Другими словами, самая дальняя от центра часть 131 потока жидкости для зоны замораживания образует первую часть самой наружной периферии потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из первого сопла 121. Кроме того, данная первая часть самой наружной периферии находится ближе к стенке 46 зоны регулируемого замораживания, чем любая другая часть самой наружной периферии.
Поток 130, 230 жидкости для зоны замораживания также может содержать самую близкую к центру часть 132, 232 потока жидкости для зоны замораживания. Самая близкая к центру часть 132 потока жидкости для зоны замораживания из потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из распылительного сопла 121 первого типа, не находится непосредственно рядом со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания. Данная самая близкая к центру часть 132 потока жидкости для зоны замораживания находится дальше от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, чем самая дальняя от центра часть 131 потока жидкости для зоны замораживания. Самая близкая к центру часть 132 потока жидкости для зоны замораживания может представлять собой самую близкую к центру границу потока 130 жидкости для зоны замораживания. Другими словами, самая близкая к центру часть 132 потока жидкости для зоны замораживания образует вторую часть самой наружной периферии потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из первого сопла 121. Кроме того, данная вторая часть самой наружной периферии находится дальше от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, чем любая другая часть самой наружной периферии.
Характеристики потока 130, 230 жидкости от самой близкой к центру части 131, 231 до самой дальней от центра части 132, 232, такие как угол и симметричность факела распыла, но не ограниченные данными характеристиками, определяются как распределение 151, 251 жидкости.
Самая дальняя от центра часть 231 потока жидкости для зоны замораживания и самая близкая к центру часть 232 потока жидкости для зоны замораживания из потока 230 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из распылительного сопла 221 второго типа, находятся дальше от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, чем самая дальняя от центра часть 131 потока жидкости для зоны замораживания из потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из распылительного сопла 121 первого типа. Самая дальняя от центра часть 231 потока жидкости для зоны замораживания и самая
- 8 032756 близкая к центру часть 232 потока жидкости для зоны замораживания могут находиться или не находиться дальше от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, чем самая близкая к центру часть 132 потока жидкости для зоны замораживания из потока 130 жидкости для зоны замораживания, распыляемого из распылительного сопла 121 первого типа.
Распылительное сопло 121 первого типа может находиться непосредственно рядом со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания. В частности, распылительное сопло 121 первого типа может находиться непосредственно рядом с внутренней поверхностью 31 зоны регулируемого замораживания, представляющей собой поверхность стенки 46 зоны регулируемого замораживания. Распылительное сопло 121 первого типа может находиться на периферии средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Распылительное сопло 121 первого типа может находиться ближе к стенке 46 зоны регулируемого замораживания, чем распылительное сопло 221 второго типа. Другими словами, распылительное сопло 221 второго типа может находиться дальше от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, чем распылительное сопло 121 первого типа.
Ось распылительного сопла 121 первого типа может проходить под первым углом 122 относительно стенки 46 зоны регулируемого замораживания. Первый угол 122 может быть ограничен продольной осью 112-112 первого распылительного сопла и продольной осью 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания. Другими словами, границами первого угла 122 могут быть продольная ось 112-112 первого распылительного сопла и продольная ось 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания. Первый угол 122 может представлять собой любой подходящий угол, например любой угол, находящийся в пределах от 0 до 60°, включая данные границы диапазона, но не ограниченный данным диапазоном. Например, первый угол 122 может составлять 0°, 15°, 30° или 45°.
Первый угол 122 оси распылительного сопла 121 первого типа может быть задан при проектировании и образован для направления 506 самой дальней от центра части 131 потока жидкости для зоны замораживания так, чтобы удержать распыляемый поток жидкости для зоны замораживания вдали от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, например, чтобы уменьшить, устранить и/или минимизировать столкновение распыляемой жидкости со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания (т.е. с продольной осью 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания). В некоторых вариантах осуществления уменьшение и/или минимизация столкновения распыляемой жидкости со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания может не обеспечить устранения столкновения распыляемой жидкости со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания. Первый угол 122 может быть задан при проектировании и образован в данном месте для направления потока жидкости для зоны замораживания вдали от стенки 46 зоны регулируемого замораживания. Как показано на виде сверху на фиг. 6, первый угол 122 может привести к удлиненной эллипсоидной проекции факела распыла.
Когда самая близкая к центру часть 131, 231 жидкости 130 распыляемой из распылительной головки 121 первого типа наклонена в сторону от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, распыляемая жидкость может не сталкиваться заметным образом со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания, где она могла бы вызвать возможное отложение твердой фазы на стенке 46 зоны регулируемого замораживания. Следовательно, уменьшается вероятность образования нароста из твердых частиц, таких как кристаллические твердые частицы, пушистый снег и/или шламоподобные твердые частицы, на стенке 46 зоны регулируемого замораживания. Это составляет отличие от обычных распылительных узлов в дистилляционных колоннах, в которых распыляемая жидкость сталкивается со стенкой дистилляционной колонны.
Распылительное сопло 221 второго типа может находиться под вторым углом 222 относительно стенки 46 зоны регулируемого замораживания. Второй угол 222 может быть ограничен продольной осью 212-212 второго распылительного сопла и продольной осью 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания. Другими словами, границами второго угла 222 могут быть продольная ось 212-212 второго распылительного сопла и продольная ось 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания. Второй угол 222 может представлять собой любой подходящий угол, например любой угол, находящийся в пределах от 0 до 60°, включая данные границы диапазона, но не ограниченный данным диапазоном. Например, второй угол 222 может составлять 0°, 15°, 30° или 45°.
Второй угол 222 может быть или не быть задан при проектировании и образован для направления самой дальней от центра части 232 потока жидкости для зоны замораживания под углом, составляющим приблизительно 0°, или под углом, составляющим 0° (т.е., по существу, параллельно), относительно стенки 46 зоны регулируемого замораживания (т.е. продольной оси 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания) посредством распылительного сопла 221 второго типа. Часто второй угол 222 необязательно должен быть задан при проектировании и образован для направления самой дальней от центра части 232 потока жидкости для зоны замораживания под углом, составляющим приблизительно 0°, или под углом, составляющим 0° (т.е., по существу, параллельно), относительно стенки 46 зоны регулируемого замораживания (т.е. продольной оси 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания) посредством распылительного сопла 221 второго типа, поскольку распылительное сопло 221 второго типа находится достаточно далеко от стенки 46 зоны регулируемого замораживания, так что траектория потока
- 9 032756
230 жидкости для зоны замораживания, выходящего из распылительного сопла 221 второго типа, не будет легко сталкиваться со стенкой 46 зоны регулируемого замораживания. Как показано на виде сверху на фиг. 6, проекция факела распыла со вторым углом 122 может образовывать круг.
Специалистам в данной области техники будет понятно, что распределение 151, 251 жидкости для типов распылительных сопел 121, 221 можно регулировать при необходимости так, чтобы оно было симметричным или несимметричным, для оптимизации охвата факелом распыла открытого пространства с площадью поперечного сечения секции 108 с зоной регулируемого замораживания и ограничения при этом столкновения распыляемой жидкости со стенкой колонны в зоне регулируемого замораживания. Как рассмотрено выше, изменение распределения 151, 251 жидкости для типов распылительных сопел 121, 221 приведет к изменению центральной факела распыла для формы факела распыла.
Первая группа распылительных сопел 121 может содержать множество сопел 121 и/или вторая группа распылительных сопел 221 может содержать множество сопел 221. Каждое из распылительных сопел 121 первого типа/первой группы может находиться под тем же углом, что и другое из распылительных сопел первого типа. Каждое из распылительных сопел 121 первого типа может находиться под углом, отличающимся от угла другого из распылительных сопел первого типа. Каждое из распылительных сопел 221 второго типа/второй группы может находиться под тем же углом, что и другое из распылительных сопел второго типа. Каждое из распылительных сопел 221 второго типа может находиться под углом, отличающимся от угла другого из распылительных сопел второго типа.
Распылительный узел 129 может включать в себя один или более коллекторов 123 (фиг. 5-6). Каждый коллектор 123 может принимать или одно, или множество распылительных сопел 121, 221 первого и второго типов. Каждый коллектор может представлять собой любой пригодный коллектор и не ограничен типом коллектора, показанным на фиг. 6. Например, коллектор может представлять собой трубу, проходящую от стенки 46 зоны регулируемого замораживания так, что продольная ось коллектора будет перпендикулярна к продольной оси 111-111 стенки зоны регулируемого замораживания (т.е. коллектор проходит, например, от боковой стороны средней секции с зоной регулируемого замораживания). Коллектор по другому примеру может входить в секцию с зоной регулируемого замораживания от эллипсоидной головки, находящейся в верхней части секции с зоной регулируемого замораживания.
Распылительный узел 129 также может включать в себя насос 128 (фиг. 1-4) для распыления. Насос 128 для распыления нагнетает жидкость в распылительные сопла 121, 221. Вместо насоса 128 для распыления поток жидкости может быть создан за счет гравитации.
Твердая фаза, образовавшаяся в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, опускается по направлению к узлу 139 с тарелкой для расплавления. Большая часть твердых частиц, если не все твердые частицы, не опускаются по направлению к стенке 46 зоны регулируемого замораживания вследствие вышеописанной конфигурации распылительного узла 120. Для решения проблемы в тех случаях, когда твердые частицы по прежнему опускаются по направлению к и прилипают к стенке 46 зоны регулируемого замораживания, средняя секция 108 с зоной регулируемого замораживания может также включать в себя по меньшей мере одно средство из (а) механизма нагрева и (b) поверхности, обработанной посредством механизма обработки, таких как описанные в заявках, озаглавленных соответственно Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством механизма нагрева для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых частиц (заявка на патент США № 61/912986) и Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством механизма обработки поверхности (заявка на патент США № 61/912987), каждая из которых подана на имя Jaime Valencia и др. в тот же день, что и настоящая заявка. Использование (а) и (b) может обеспечить минимизацию вероятности отложения твердой фазы в большей степени, чем использование не всех трех данных механизмов.
Твердая фаза, образовавшаяся в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, образует жидкую/суспензионную смесь в узле 139 с тарелкой для расплавления. Жидкая/суспензионная смесь проходит из средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания в нижнюю секцию 106. Жидкая/суспензионная смесь проходит из нижней части средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания в нижнюю секцию 106 по магистрали 22 (фиг. 1-4). Магистраль 22 может представлять собой наружную магистраль. Магистраль 22 может проходить от дистилляционной колонны 104, 204. Магистраль 22 может проходить от средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Магистраль может проходить от нижней секции 106. Магистраль 22 может проходить от наружной поверхности дистилляционной колонны 104, 204.
Температура в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания вызывает охлаждение по мере прохода потока пара из нижней части средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания к верхней части средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Метан в потоке пара поднимается из средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания в верхнюю секцию 110. Некоторые загрязняющие вещества могут оставаться в метане и также подниматься. Загрязняющие вещества в потоке пара имеют тенденцию конденсироваться или затвердевать при более низких температурах и опускаться в нижнюю часть средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания.
Твердые частицы образуют жидкую и/или суспензионную смесь, находясь в жидкости 130. Жидкая
- 10 032756 и/или суспензионная смесь проходит из средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания в нижнюю дистилляционную секцию 106. Жидкая и/или суспензионная смесь проходит из нижней части средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания в верхнюю часть нижней секции 106 по магистрали 22 (фиг. 1-4). Магистраль 22 может представлять собой наружную магистраль. Магистраль 22 может проходить от дистилляционной колонны 104, 204. Магистраль 22 может проходить от средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Магистраль может проходить до нижней секции 106.
Поток пара, который поднимается в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания и не образует твердых частиц или не опускается по другим причинам в нижнюю часть средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания, поднимается в верхнюю секцию 110. Верхняя секция 110 функционирует при температуре и давлении и концентрации загрязняющих веществ, при которых не образуется никакая твердая фаза. Верхняя секция 110 создана и расположена с возможностью охлаждения потока пара для отделения метана от загрязняющих веществ. Флегма в верхней секции 110 охлаждает поток пара.
Флегма вводится в верхнюю секцию 110 по магистрали 18. Магистраль 18 может проходить до верхней секции 110. Магистраль 18 может проходить от наружной поверхности дистилляционной колонны 104, 204.
После контакта с флегмой в верхней секции 110 сырьевой поток образует поток пара и поток жидкости. Поток пара в основном содержит метан. Поток жидкости содержит сравнительно больше загрязняющих веществ. Поток пара поднимается в верхней секции 110, и жидкость опускается в нижнюю часть верхней секции 110.
Для облегчения отделения метана от загрязняющих веществ при контакте пара с флегмой верхняя секция 110 может включать в себя одно или более массообменных устройств 176. Каждое массообменное устройство 176 способствует отделению метана от загрязняющих веществ. Каждое массообменное устройство 176 может содержать любое пригодное сепарационное устройство, такое как тарелка с перфорационными отверстиями, секция неупорядоченной или упорядоченной насадки и т.д., для содействия контакту паровой и жидкой фаз.
После подъема поток пара может выходить из дистилляционной колонны 104, 204 по магистрали
14. Магистраль 14 может выходить из верхней части верхней секции 110. Магистраль 14 может проходить от наружной поверхности верхней секции 110.
Из магистрали 14 поток пара может поступать в конденсатор 122. Конденсатор 122 обеспечивает охлаждение потока пара для образования охлажденного потока. Конденсатор 122 обеспечивает, по меньшей мере, частичную конденсацию потока.
После выхода из конденсатора 122 охлажденный поток может поступать в сепаратор 124. Сепаратор 124 обеспечивает разделение потока пара на потоки жидкости и пара. Сепаратор может представлять собой любой пригодный сепаратор, который может обеспечить разделение потока на потоки жидкости и пара, такой как емкость для флегмы.
После сепарации поток пара может выходить из сепаратора 124 в виде продукта для реализации. Продукт для реализации может проходить по магистрали 16 для последующей продажи в трубопровод и/или для конденсации для получения сжиженного природного газа.
После сепарации поток жидкости может возвращаться в верхнюю секцию 110 по магистрали 18 в качестве флегмы. Флегма может проходить в верхнюю секцию 110 посредством любого пригодного механизма, такого как насос 150 для обратного потока (фиг. 1 и 3), или под действием силы тяжести (фиг. 2 и 4).
Поток жидкости (т.е. поток жидкости для зоны замораживания), который опускается в нижнюю часть верхней секции 110, скапливается в нижней части верхней секции 110. Жидкость может скапливаться на тарелке 183 (фиг. 1 и 3) или в самой нижней части верхней секции 110 (фиг. 2 и 4). Скопившаяся жидкость может выходить из дистилляционной колонны 104, 204 по магистрали 20 (фиг. 1 и 3) или через выпускной элемент 260 (фиг. 2 и 4). Магистраль 20 может выходить из верхней секции 110. Магистраль 20 может выходить из нижнего конца верхней секции 110. Магистраль 20 может проходить от наружной поверхности верхней секции 110.
Магистраль 20 и/или выпускной элемент 260 соединяются с магистралью 41. Магистраль 41 ведет к распылительному узлу 129 в средней секции 108 с зоной регулируемого замораживания. Магистраль 41 выходит из резервуара 126 для удерживания. Магистраль 41 может проходить до наружной поверхности средней секции 110 с зоной регулируемого замораживания.
Магистраль 20 и/или выпускной элемент 260 могут быть напрямую или непрямым образом (фиг. 14) соединены с магистралью 41. Когда магистраль 20 и/или выпускной элемент 260 напрямую соединены с магистралью 41, распыляемая жидкость может нагнетаться к распылительному(ым) соплу(ам) 120 посредством любого пригодного механизма, такого как насос 128 для распыления, или под действием силы тяжести. Когда магистраль 20 и/или выпускной элемент 260 соединены с магистралью 41 не напрямую, магистрали 20, 41 и/или выпускной элемент 260 и магистраль 41 могут быть напрямую соединены с резервуаром 126 для удерживания (фиг. 1 и 3). В резервуаре 126 для удерживания может быть размещена, по меньшей мере, некоторая часть жидкости перед ее распылением посредством сопла (сопел). Жидкость может нагнетаться из резервуара 126 для удерживания в распылительное(е) сопло(а) 120 посредством любого пригодного механизма, такого как насос 128 для распыления (фиг. 1-4), или под действием силы
- 11 032756 тяжести. Резервуар 126 для удерживания может потребоваться, когда отсутствует количество потока жидкости в нижней части верхней секции 110, достаточное для подачи в распылительные сопла 120.
Способ может включать обеспечение функционирования верхней секции 110. Верхняя секция 110 функционирует так, как рассмотрено выше. Способ может также включать разделение сырьевого потока в верхней секции 110, как рассмотрено выше.
Важно отметить, что этапы, показанные на фиг. 7, приведены только в иллюстративных целях, и определенный этап может не потребоваться при выполнении методологии по изобретению. Кроме того, фиг. 7 может не иллюстрировать все этапы, которые могут выполняться. Формула изобретения и только формула изобретения определяет систему и методологию по изобретению.
Раскрытые аспекты могут быть использованы в видах деятельности, связанных с обращением с углеводородами. В используемом в данном документе смысле термин обращение с углеводородами охватывает извлечение/добычу углеводородов, добычу/получение углеводородов, разведку на залежи углеводородов, идентификацию потенциальных ресурсов углеводородов, идентификацию мест размещения скважин, определение скоростей закачивания в скважины/темпов добычи из скважин, идентификацию сообщаемости пластов-коллекторов, приобретение, избавление от и/или выведение из эксплуатации ресурсов углеводородов, пересмотр ранее принятых управленческих решений по углеводородам и любые другие действия или виды деятельности, связанные с углеводородами. Термин обращение с углеводородами также используется для нагнетания или хранения углеводородов или CO2, например секвестрации CO2, например для оценки свойств и запасов коллектора, планирования промысловых работ и управления разработкой месторождений. Раскрытые методологии и технические решения могут быть использованы при добыче углеводородов из подземной зоны и обработке углеводородов. Углеводороды и загрязняющие вещества могут быть извлечены из пласта-коллектора и подвергнуты обработке. Углеводороды и загрязняющие вещества могут быть подвергнуты обработке, например в ранее описанной дистилляционной колонне. После обработки углеводородов и загрязняющих веществ углеводороды могут быть отведены из устройства для обработки, такого как дистилляционная колонна, и получены в качестве продукции. Загрязняющие вещества могут быть выпущены в землю и т.д. Например, как показано на фиг. 7, способ получения углеводородов может включать получение 509 потока пара, обогащенного углеводородами и отводимого из дистилляционной колонны. Способ также может включать отвод потока пара, обогащенного углеводородами, из дистилляционной колонны перед получением 509 потока пара, обогащенного углеводородами. Исходная добыча углеводородов из пласта-коллектора может выполняться посредством бурения скважины с использованием оборудования для бурения на углеводороды. Оборудование и технологии, используемые для бурения скважины и/или добычи данных углеводородов, хорошо известны специалистам в соответствующей области техники. Другие виды деятельности, связанные с добычей углеводородов, или, в более общем смысле, другие виды деятельности, связанные с обращением с углеводородами, могут быть выполнены в соответствии с известными принципами.
Предусмотрено, что в используемом в данном документе смысле термины приблизительно, около, по существу и аналогичные термины имеют широкое значение, согласующееся с распространенным и принятым использованием их средними специалистами в области техники, к которой относится предмет данного раскрытия изобретения. Специалистам в данной области техники, которые будут изучать данное раскрытие изобретения, следует понимать, что данные термины предназначены для обеспечения возможности описания определенных описываемых и заявленных признаков/элементов без ограничения объема данных признаков/элементов точными приведенными диапазонами чисел. Соответственно данные термины следует интерпретировать как указывающие на то, что несущественные или незначительные модификации или изменения описанного предмета изобретения рассматриваются как находящиеся в пределах объема раскрытия изобретения.
Следует понимать, что многочисленные изменения, модификации и альтернативы предшествующего раскрытия изобретения могут быть выполнены без отхода от объема раскрытия изобретения. Следовательно, предусмотрено, что предшествующее описание не ограничивает объем раскрытия изобретения. Напротив, объем раскрытия изобретения должен определяться только пунктами приложенной формулы изобретения и их эквивалентами. Также предусмотрено, что конструкции и элементы в представленных примерах могут быть изменены, переставлены, заменены, удалены, продублированы, объединены или добавлены друг к другу.
Артикли the, а и an необязательно ограничены обозначением только одного элемента, но, напротив, являются охватывающими и неограничивающими с тем, чтобы охватывать, если требуется, множество подобных элементов.

Claims (19)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ разделения сырьевого потока в дистилляционной колонне, в котором обеспечивают функционирование секции с зоной регулируемого замораживания в дистилляционной колонне;
    осуществляют подачу потока жидкости в зону замораживания через узел с распылительными со
    - 12 032756 плами, расположенный в секции с зоной регулируемого замораживания, при этом узел с распылительными соплами содержит множество наружных распылительных сопел на наружной периферии узла с распылительными соплами и по меньшей мере одно внутреннее распылительное сопло, расположенное внутри по отношению к упомянутому множеству наружных распылительных сопел, при этом каждое наружное распылительное сопло выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность распыления потока жидкости, подаваемого в зону замораживания, вдоль центральной оси факела распыла, и при этом центральная ось факела распыла по меньшей мере одного из множества наружных распылительных сопел не параллельна стенке зоны регулируемого замораживания за счет такого угла наклона центральной оси факела распыла по меньшей мере одного из множества наружных распылительных сопел, который достигается путем наклона наружных распылительных сопел по направлению к внутренней части колонны путем изменения распределения распыляемой жидкости, выходящей по меньшей мере из одного из множества наружных распылительных сопел так, чтобы уменьшить столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания, или за счет как вышеуказанного наклона, так и вышеуказанного изменения;
    распыляют поток жидкости в зону замораживания посредством узла с распылительными соплами в секцию с зоной регулируемого замораживания при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами.
  2. 2. Способ по п.1, в котором центральную ось факела распыла по меньшей мере одного из множества наружных распылительных сопел определяют путем вычислений для уменьшения, но не устранения столкновения распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  3. 3. Способ по любому из пп.1, 2, в котором угол наклона центральной оси факела распыла относительно стенки зоны регулируемого замораживания является одним и тем же для каждого из множества наружных распылительных сопел.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором дополнительно впрыскивают поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, в секцию с зоной регулируемого замораживания посредством использования множества внутренних распылительных сопел, при этом каждое внутреннее распылительное сопло выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность распыления потока жидкости в зону замораживания вдоль центральной оси факела распыла, и при этом центральная ось факела распыла каждого внутреннего распылительного сопла параллельна стенке зоны регулируемого замораживания.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором каждое из множества наружных распылительных сопел находится непосредственно рядом со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  6. 6. Способ по п.1, в котором центральную ось факела распыла по меньшей мере одного из множества наружных распылительных сопел определяют путем вычислений для устранения столкновения распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором дополнительно обеспечивают подачу потока жидкости в зону замораживания к узлу с распылительными соплами через верхнюю часть секции с зоной регулируемого замораживания.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором дополнительно обеспечивают подачу потока жидкости в зону замораживания к узлу с распылительными соплами через боковую сторону секции с зоной регулируемого замораживания.
  9. 9. Способ получения углеводородов, в котором обеспечивают функционирование секции с зоной регулируемого замораживания в дистилляционной колонне, в которую подают поток жидкости для образования твердой фазы и потока пара, обогащенного углеводородами, в секции с зоной регулируемого замораживания;
    обеспечивают функционирование распылительного узла в секции с зоной регулируемого замораживания, при этом распылительный узел содержит распылительное сопло первого типа на наружной периферии и распылительное сопло второго типа, расположенное внутри по отношению к распылительному соплу первого типа, и при этом распылительное сопло первого типа обеспечивает ориентирование факела распыла под некоторым углом относительно стенки зоны регулируемого замораживания так, чтобы уменьшить столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания;
    впрыскивают поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, в секцию с зоной регулируемого замораживания посредством распылительного узла при температуре и давлении, при которых образуются твердая фаза и поток пара, обогащенного углеводородами;
    получают поток пара, обогащенного углеводородами и отводимого из дистилляционной колонны.
  10. 10. Способ по п.9, в котором угол образуют таким, чтобы поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, не сталкивался со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  11. 11. Способ по п.9, в котором угол образуют таким, чтобы поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, частично сталкивался со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  12. 12. Способ по любому из пп.9-11, в котором угол наклона каждого из множества распылительных сопел первого типа является одинаковым.
  13. 13. Способ по любому из пп.9-12, в котором впрыскивание потока жидкости, подаваемого в зону замораживания, в секцию с зоной регулируемого замораживания посредством распылительного узла
    - 13 032756 включает протекание потока жидкости для зоны замораживания к узлу с распылительными соплами через боковую сторону секции с зоной регулируемого замораживания.
  14. 14. Способ по любому из пп.9-13, в котором впрыскивание потока жидкости, подаваемого в зону замораживания, в секцию с зоной регулируемого замораживания посредством распылительного узла включает протекание потока жидкости для зоны замораживания к узлу с распылительными соплами через верхнюю часть секции с зоной регулируемого замораживания.
  15. 15. Способ по любому из пп.9-14, в котором данный угол образуют за счет наклона по меньшей мере одного из распылительных сопел первого типа по направлению к внутренней части колонны, за счет изменения распределения распыляемой жидкости, выходящей по меньшей мере из одного из распылительных сопел первого типа так, чтобы уменьшить столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания, или за счет как вышеуказанного наклона, так и вышеуказанного изменения.
  16. 16. Дистилляционная колонна для отделения загрязняющего вещества от углеводорода, содержащихся в сырьевом потоке, с использованием способа по п.1, причем дистилляционная колонна содержит секцию с зоной регулируемого замораживания, содержащую стенку зоны регулируемого замораживания;
    распылительное сопло первого типа, выполненное с конфигурацией, обеспечивающей возможность впрыскивания потока жидкости в зону замораживания в секцию с зоной регулируемого замораживания при температуре и давлении, при которых образуется твердая фаза;
    узел с тарелкой для расплавления, расположенный под распылительным соплом первого типа и выполненный с конфигурацией, обеспечивающей возможность расплавления твердой фазы, которая содержит загрязняющее вещество, при этом распылительное сопло первого типа выполнено с конфигурацией, обеспечивающей возможность направления потока жидкости, подаваемого в зону замораживания, под некоторым углом относительно стенки зоны регулируемого замораживания, и при этом данный угол рассчитан для уменьшения столкновения потока жидкости, подаваемого в зону замораживания, со стенкой зоны регулируемого замораживания, распылительное сопло второго типа в секции с зоной регулируемого замораживания является расположенным внутри по отношению к распылительному соплу первого типа.
  17. 17. Дистилляционная колонна по п.16, в которой поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, не сталкивается со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  18. 18. Дистилляционная колонна по п.16, в которой поток жидкости, подаваемый в зону замораживания, частично сталкивается со стенкой зоны регулируемого замораживания.
  19. 19. Дистилляционная колонна по любому из пп.16-18, в которой данный угол образован за счет наклона по меньшей мере одного из распылительных сопел первого типа по направлению к внутренней части колонны, за счет изменения распределения распыляемой жидкости, выходящей по меньшей мере из одного из распылительных сопел первого типа с такой конфигурацией, чтобы уменьшить столкновение распыляемой жидкости со стенкой зоны регулируемого замораживания, или за счет как вышеуказанного наклона, так и вышеуказанного изменения.
EA201691180A 2013-12-06 2014-10-17 Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла EA032756B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361912957P 2013-12-06 2013-12-06
US201462044770P 2014-09-02 2014-09-02
PCT/US2014/061002 WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2014-10-17 Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691180A1 EA201691180A1 (ru) 2016-09-30
EA032756B1 true EA032756B1 (ru) 2019-07-31

Family

ID=51846983

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691180A EA032756B1 (ru) 2013-12-06 2014-10-17 Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла

Country Status (9)

Country Link
US (1) US9869511B2 (ru)
CN (1) CN105722572B (ru)
AU (1) AU2014357663B2 (ru)
CA (1) CA2931409C (ru)
EA (1) EA032756B1 (ru)
MX (1) MX363830B (ru)
MY (1) MY176166A (ru)
NO (1) NO20160887A1 (ru)
WO (1) WO2015084494A2 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
EP2977430A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate 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
MX2017005037A (es) 2014-11-17 2017-06-30 Exxonmobil Upstream Res Co Mecanismo de intercambio de calor para remover contaminantes de una corriente de vapor de hidrocarburos.
CA2972696C (en) 2014-12-30 2019-06-11 Nicholas F. Urbanski Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
CN107208964B (zh) 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
WO2016209404A1 (en) 2015-06-22 2016-12-29 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
CA2994812C (en) 2015-09-18 2020-03-10 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
MX2018011641A (es) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co Fluido de yacimiento auto-generado para recuperacion de petroleo mejorada.
EP3568227A4 (en) * 2017-01-10 2020-09-30 Cameron Solutions, Inc. CARBON DIOXIDE AND HYDROGEN SULFUR RECOVERY SYSTEM USING A COMBINATION OF MEMBRANES AND LOW TEMPERATURE CRYOGENIC SEPARATION PROCESSES
CN107754602A (zh) * 2017-11-21 2018-03-06 湖南内特环保科技有限公司 含氨和硫化铵废气处理方法及系统
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
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
CN110274253B (zh) * 2019-07-22 2024-04-26 瑞燃(上海)环境工程技术有限公司 一种采用蓄热体的蓄热式催化氧化炉
US20210131613A1 (en) * 2019-10-30 2021-05-06 Exxonmobil Upstream Research Company Integration of Contaminant Separation and Regasification Systems
US11794127B2 (en) * 2020-03-30 2023-10-24 Sustainable Energy Solutions, Inc Methods and systems for separating compounds

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0937488A2 (en) * 1998-02-20 1999-08-25 Nippon Shokubai Co., Ltd. Distillation method and distillation apparatus
WO2000054876A1 (fr) * 1999-03-18 2000-09-21 Hosokawa Micron Corporation Dispositif et procede de production de granules
WO2009096370A1 (ja) * 2008-01-28 2009-08-06 Katsumi Iida 蒸発装置
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower

Family Cites Families (228)

* 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
NL108312C (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
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
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
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
US6336334B1 (en) 1997-06-16 2002-01-08 Institut Francais De Petrole Device for crystallization by isentropic expansion and its use
FR2764521B1 (fr) 1997-06-16 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Dispositif de cristallisation par detente isentropique et son utilisation
CA2294742C (en) 1997-07-01 2005-04-05 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
US6053484A (en) 1997-09-05 2000-04-25 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
US5974829A (en) * 1998-06-08 1999-11-02 Praxair Technology, Inc. Method for carbon dioxide recovery from a feed stream
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
DE69907616T2 (de) * 1998-12-28 2004-03-11 Nippon Sanso Corp. Dampf-flüssig Kontaktor, kryogene Lufttrennungseinheit und Verfahren zur Gastrennung
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 And Haas Co., Philadelphia Verfahren zur Herstellung von (Meth)acrylsäure
US6484734B1 (en) 1999-07-14 2002-11-26 Ecolab Inc. Multi-step post detergent treatment method
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
AU2002221697A1 (en) 2000-10-17 2002-04-29 Proscon Systems Limited A modular mass transfer and phase separation system
JP3847712B2 (ja) 2000-10-18 2006-11-22 日揮株式会社 硫化水素、メルカプタン、炭酸ガス、芳香族炭化水素を含むガス中の硫黄化合物の除去方法およびその装置
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
CN1205450C (zh) * 2001-08-23 2005-06-08 吕应中 天然气综合处理装置
US7004985B2 (en) 2001-09-05 2006-02-28 Texaco, Inc. Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
MY128178A (en) 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components 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
DE10164264A1 (de) 2001-12-27 2003-07-17 Bayer Ag Verfahren zur Herstellung von Trimethylolpropan
JP2005515298A (ja) * 2002-01-18 2005-05-26 カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー 凝固性固形物を除去することによりｌｎｇを製造する方法および装置
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
EP1565247B1 (en) 2002-11-25 2008-01-09 Fluor Corporation High pressure gas processing configurations
CA2506736C (en) 2002-12-04 2008-10-07 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
ATE505254T1 (de) 2002-12-12 2011-04-15 Fluor Corp Verfahren zur enfernung von saurem gas
WO2004058384A1 (en) 2002-12-17 2004-07-15 Fluor Corporation Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission
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
US6946017B2 (en) 2003-12-04 2005-09-20 Gas Technology Institute Process for separating carbon dioxide and methane
CA2552644C (en) 2004-01-20 2009-10-06 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
US20070277674A1 (en) 2004-03-02 2007-12-06 Yoshio Hirano Method And System Of Processing Exhaust Gas, And Method And Apparatus Of Separating Carbon Dioxide
EA010565B1 (ru) 2004-07-12 2008-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ удаления содержащих серу соединений из углеводородсодержащих газов (варианты)
KR100869665B1 (ko) 2004-08-06 2008-11-21 이아이지, 인크. Ｃｏ₂의 제거를 포함하는 연소 가스의 초강력 세척
US7442231B2 (en) 2004-08-23 2008-10-28 Syntroleum Corporation Electricity generation system
WO2006043936A1 (en) 2004-10-15 2006-04-27 Tronox Llc Improved method and apparatus for concentrating a slurry
EP1819976A4 (en) 2004-12-03 2012-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co INTEGRATED REINTER SPRAYING PROCESS FOR ACID GAS AND ACID GAS
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
EP1871511A4 (en) 2005-04-20 2011-05-04 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS OF OPERATING A CLAUS FACILITY HAVING A VARIABLE SULFUR CONTENT
US7442233B2 (en) 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
EA012227B1 (ru) 2005-09-15 2009-08-28 Кул Энерджи Лимитед Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа
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
WO2008002592A2 (en) 2006-06-27 2008-01-03 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery methods and configurations
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
BRPI0717384A2 (pt) 2006-10-24 2013-10-15 Shell Int Research Método e aparelho para o tratamento de uma corrente de hidrocarbonetos
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
US8312738B2 (en) 2007-01-19 2012-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
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
US8133764B2 (en) 2007-02-14 2012-03-13 Npx 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
WO2008152030A1 (en) 2007-06-12 2008-12-18 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
WO2009027491A1 (en) 2007-08-30 2009-03-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 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
BRPI0906940A2 (pt) 2008-01-11 2015-07-28 Shell Internacionale Res Mij B V Processo para remover contaminantes ácidos e hidrocarbonetos de uma corrente de alimentação gasosa, dispositivo, e, processo para liquefazer o gás natural.
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
EP2307530A1 (en) 2008-07-10 2011-04-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing a gaseous contaminant from a contaminated gas stream
RU2011106108A (ru) 2008-07-18 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Двухстадийный способ производства очищенного газа
US8381544B2 (en) 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
MY162713A (en) 2008-08-29 2017-07-14 Shell Int Research Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
US20110192190A1 (en) 2008-09-23 2011-08-11 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
BRPI0919263A2 (pt) 2008-10-14 2015-12-15 Exxonmobil Upstream Res Co instalação de processamento de gás para a separação de uma corrente de fluido, método para separar uma corrente de gás inicial, e, processo para remover um componente gasoso de uma corrente de gás.
BRPI0914369A2 (pt) 2008-10-29 2015-10-20 Du Pont "processo para o tratamento de um fluxo de rejeitos"
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
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
BRPI1006066A2 (pt) 2009-01-08 2016-04-19 Shell Int Research processo para separar pelo menos parte de um produto gasoso, dispositivo de separação criogênica para realizar o processo, corrente purificada, e, processo para liquefazer uma corrente de alimentação.
RU2011133062A (ru) 2009-01-08 2013-02-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления газообразных примесей из потока газа, содержащего газообразные примеси, и устройство для его осуществления
US20100187181A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Sortwell Edwin T Method for Dispersing and Aggregating Components of Mineral Slurries
CN102405275B (zh) * 2009-04-20 2015-01-14 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除酸性气体的低温系统和去除酸性气体的方法
EP2255864A1 (en) 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
EA024798B1 (ru) 2009-07-30 2016-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система для удаления кислых газов
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
SG178261A1 (en) 2009-09-09 2012-03-29 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
EP2482959A4 (en) 2009-09-29 2013-11-06 Fluor Tech Corp GAS CLEANING CONFIGURATIONS AND METHODS
BR112012009867A2 (pt) 2009-11-02 2016-08-30 Exxonmobil Upstream Res Co sistema para remoção de gases ácidos de uma corrente de gás azedo, instalação de processamento de gás, e , método
EA026113B1 (ru) 2010-01-22 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Удаление кислотных газов из газового потока при улавливании и изолировании со
CN102740941A (zh) 2010-02-03 2012-10-17 埃克森美孚上游研究公司 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法
US8747520B2 (en) 2010-05-03 2014-06-10 Battelle Memorial Institute Carbon dioxide capture from power or process plant gases
EA021899B1 (ru) 2010-07-30 2015-09-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Криогенная система для удаления кислых газов из потока газообразного углеводорода с использованием разделительных устройств с параллельным потоком
KR101876593B1 (ko) 2011-01-10 2018-07-09 코크-글리취 엘피 접촉 트레이 및 이를 사용하는 방법
WO2013015907A1 (en) 2011-07-22 2013-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Helium recovery from natural gas streams
US20140338395A1 (en) 2011-12-20 2014-11-20 Exxon Mobil Upstream Research Company Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 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
EP0937488A2 (en) * 1998-02-20 1999-08-25 Nippon Shokubai Co., Ltd. Distillation method and distillation apparatus
WO2000054876A1 (fr) * 1999-03-18 2000-09-21 Hosokawa Micron Corporation Dispositif et procede de production de granules
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
WO2009096370A1 (ja) * 2008-01-28 2009-08-06 Katsumi Iida 蒸発装置

Also Published As

Publication number Publication date
MX2016004189A (es) 2016-06-24
WO2015084494A2 (en) 2015-06-11
EA201691180A1 (ru) 2016-09-30
US9869511B2 (en) 2018-01-16
NO20160887A1 (en) 2016-05-25
AU2014357663A1 (en) 2016-06-23
MY176166A (en) 2020-07-24
WO2015084494A3 (en) 2016-01-21
AU2014357663B2 (en) 2016-12-22
CN105722572B (zh) 2017-08-22
US20150159943A1 (en) 2015-06-11
CA2931409C (en) 2017-08-01
CA2931409A1 (en) 2015-06-11
MX363830B (es) 2019-04-04
CN105722572A (zh) 2016-06-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA032756B1 (ru) Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла
US11543179B2 (en) Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
AU2014357668B2 (en) Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US10139158B2 (en) Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9752827B2 (en) Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US10046251B2 (en) Liquid collection system
US11378332B2 (en) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
CN107208964B (zh) 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
US11306267B2 (en) Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower

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 TM

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

Designated state(s): KZ RU