EP2422152B1 - Verfahren zur herstellung eines methanreichen stroms und einer c2+-kohlenwasserstoffreichen fraktion aus einem erdgaseinsatzstrom und entsprechende einrichtung - Google Patents

Verfahren zur herstellung eines methanreichen stroms und einer c2+-kohlenwasserstoffreichen fraktion aus einem erdgaseinsatzstrom und entsprechende einrichtung Download PDF

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EP2422152B1
EP2422152B1 EP10723682.0A EP10723682A EP2422152B1 EP 2422152 B1 EP2422152 B1 EP 2422152B1 EP 10723682 A EP10723682 A EP 10723682A EP 2422152 B1 EP2422152 B1 EP 2422152B1
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EP
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flow
rich
heat exchanger
compressor
methane
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EP2422152A2 (de
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Henri Paradowski
Sandra Thiebault
Loïc BARTHE
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Technip Energies France SAS
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Technip France SAS
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Definitions

  • the requirements of natural gas marketed in a network include, in some cases, a specification of the heating value which must be relatively low.
  • the subject of the invention is a method according to claim 1.
  • the method and the installation 10 are advantageously applied in the case of the construction of a new unit for recovering methane and ethane.
  • the ratio of the molar flow rate of the light fraction 42 to the molar rate of the heavy fraction 44 is generally between 4 and 10.
  • the heavy fraction 44 is directed to a second level control valve 54 which opens as a function of the liquid level in the first separator tank 18, then is introduced into the first heat exchanger 16 to be heated up to a higher temperature at -50 ° C. and in particular equal to -38 ° C. in order to obtain a heated heavy fraction 56.
  • the intermediate reboil stream 72 is composed mainly of 4.91% molar methane and 61.06 mol% ethane.
  • a first portion 92 of the first cooled recirculation stream 90 is then introduced into the second exchanger 24 to be liquefied before passing through the flow control valve 95 and forming a first portion 94 cooled and at least partially liquefied introduced to a level N10 of the column 26 located above the level N1, especially the first stage of this column from the head.
  • the temperature of the first cooled part 94 is greater than -120 ° C. and in particular equal to -111 ° C. Its pressure after passing through the valve 95 is substantially equal to the pressure of the column 26.
  • the flow 100 is formed exclusively by the feed flow 46.
  • the second compressor 32 of the third installation 120 comprises two compression stages 122A, 122B and an intermediate air cooler 124 interposed between the two stages.
  • the third method according to the invention comprises taking a third recirculation stream 126 in the heated methane-rich head stream 84.
  • This third recirculation stream 126 is drawn between the two stages 122A, 122B at the outlet of the intermediate refrigerant 124.
  • the stream 126 has a pressure greater than 30 bars and in particular equal to 34.3 bars and a temperature substantially equal to the ambient temperature and in particular substantially equal to 40 ° vs.
  • Table 7 illustrates the effect of the presence of the fourth recirculation stream 136. A decrease in power consumption of 17.5% compared to the state of the art is observed, and 6.4% between the fourth installation 130 and the third installation 120.
  • ⁇ u> TABLE 7 ⁇ / u> Ethane recovery Recycled flow at the turbine 22 Flow recycled to auxiliary turbine 132 Compressor power 32 Pressure of column 26 Current flow 126 % mole kgmol / h kqmol / h kW bars kgmol / h 99.14 3500 10 17920 18 2000 99.23 100 3700 16760 18 1600 99.16 0 3750 16770 18 1430 Current Temperature (° C) Pressure (bars) Flow (kgmoles / h) 12 40 62.6 12083 14 37 30.7 2917 15 40 62 15000 40 -30 61 15000 42 -30 61 12055 46 -30 61 11240 52 -107.5 18 815 56 -38 39.7 2944 60 -38 39.7 2215 64 -107.
  • the charge natural gas 15 is, in this example and in the following, a dehydrated and decarbonated natural gas composed mainly of methane and C 2 + hydrocarbons, comprising in moles 0.3499% of nitrogen, 89.5642% of methane. , 5.2759% ethane, 2.3790% propane, 0.5398% i-butane, 0.6597% n-butane, 0.2399% i-pentane, 0.1899% n-butane, pentane, 0.1899% n-hexane, 0.1000% n-heptane, 0.0300% n-octane, 0.4998% CO 2 .
  • the fifth method according to the invention differs from the first method according to the invention in that a sampling stream 158 is taken from the methane rich head stream 82 between the outlet of the separation column 26 and the second heat exchanger 24. .
  • the first temperature is furthermore lower than the temperature of the cooled charge natural gas stream 40 supplying the first separator tank 18.
  • a secondary bypass stream 186 is withdrawn from the first portion 162 of the cooled compressed bleed stream 160 prior to its passage through the third exchanger 152.
  • the seventh installation 190 differs from the second installation 110 by the presence of a third heat exchanger 152, by the presence of a third compressor 134 and a second air cooler 34, and by the presence of a fourth compressor 182 coupled to a third air cooler 184.
  • the fourth compressor 182 is coupled to a second expansion turbine 132.
  • sampling fraction 192 is then conveyed to the third heat exchanger 152, after passing through a valve 194 to form a cooled cooled sampling fraction 196.
  • This fraction 196 has a pressure of less than 63 bar and in particular equal to 61.5 bar and a temperature below 40 ° C and in particular equal to 20.9 ° C.
  • the ratio of the flow rate of the charge flow 191A to the flow rate of the charge flow 191B is between 0 and 0.5.

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Claims (13)

  1. Verfahren zur Herstellung eines methanreichen Stroms (12), und eines C2 +-Kohlenwasserstoff-reichen Schnitts (14), aus einem Strom (15) aus entwässertem Ladeerdgas, zusammengesetzt aus Kohlenwasserstoffen, Stickstoff und CO2, der vorteilhafterweise einen molaren Gehalt von C2 +-Kohlenwasserstoffen von mehr als 10 % umfasst, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:
    - Kühlen des Stroms (15) aus Ladeerdgas, vorteilhafterweise bei einem Druck von mehr als 40 bar, in einem ersten Wärmetauscher (16) und Einführen des Stroms aus gekühltem Ladeerdgas (40) in einen ersten Trennballon (18);
    - Trennen des Stroms aus gekühltem Erdgas (40) im ersten Trennballon (18) und Wiedergewinnen einer leichten Fraktion (42), die im Wesentlichen gasförmig ist, und einer schweren Fraktion (44), die im Wesentlichen flüssig ist;
    - Teilen der leichten Fraktion (42) in einen Fluss (46) zur Versorgung der Turbine und einen sekundären Fluss (48);
    - dynamisches Expandieren des Versorgungsstroms der Turbine (46) in einer ersten Expansionsturbine (22) und Einführen des expandierten Flusses (102) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
    - Kühlen des sekundären Flusses (48) in einem zweiten Wärmetauscher (24) und Einführen des gekühlten sekundären Flusses in einen oberen Teil der Trennsäule (26);
    - Expandieren der schweren Fraktion (44), Zerstäubung im ersten Wärmetauscher (16) und Einführung in einen zweiten Trennballon (20), um eine Kopffraktion zu bilden (58) und eine Fußfraktion (60) zu bilden;
    - Einführen der Kopffraktion (58) nach dem Kühlen im zweiten Wärmetauscher (24) in den oberen Teil der Trennsäule (26);
    - Einführen der Fußfraktion (60) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
    - Wiedergewinnen, am Fuß der Trennsäule (26), eines C2 +-Kohlenwasserstoffenreichen Fußstroms (80), der ausgelegt ist, den C2 +-Kohlenwasserstoffen-reichen Schnitt (14) zu bilden,
    - Entnehmen, am Kopf der Trennsäule (26), eines methanreichen Kopfstroms (82);
    - Erwärmen des methanreichen Kopfstroms (82) im zweiten Wärmetauscher (24) und im ersten Wärmetauscher (16) und komprimieren dieses Stromes in mindestens einem ersten Kompressor (28), der an die erste Expansionsturbine (22) gekoppelt ist, und in einem zweiten Kompressor (32), um einen methanreichen Strom (12) ausgehend vom komprimierten methanreichen Kopfstrom (86) zu bilden;
    - Entnehmen, aus dem methanreichen Kopfstrom (82, 84, 86), eines ersten Rückführungsstroms (88);
    - Leiten des ersten Rückführungsstroms (88) in den ersten Wärmetauscher (16) und in den zweiten Wärmetauscher (24), um ihn zu kühlen, dann Einführen von mindestens einem ersten Teil des gekühlten Rückführungsstroms (94) in den oberen Teil der Trennsäule (26),
    dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:
    - Bilden mindestens eines zweiten Rückführungsstroms (96; 136; 168; 192), erhalten ausgehend vom methanreichen Kopfstrom (82), nachgeordnet von der Trennsäule (26);
    - Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100; 136) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 136; 168; 192) und Einführen des dynamischen Expansionsstroms (100; 136) in eine Expansionsturbine (22; 136), um Frigories zu produzieren, und dadurch, dass der zweite Rückführungsstrom (96) in einen Strom (40; 46) eingeführt wird, der sich nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert von der ersten Expansionsturbine (22) befindet, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Rückführungsstrom (96; 168) mit dem Fluss zur Versorgung der Turbine (46), der aus dem ersten Trennballon (18) stammt, gemischt wird, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden, wobei die dynamische Expansionsturbine den dynamischen Expansionsstrom (100) erhält, der durch die erste Expansionsturbine (22) gebildet wird,
  3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Rückführungsstrom (96; 192) mit dem gekühlten Erdgasstrom (40) vor seiner Einführung in den ersten Trennballon (18) gemischt wird, wobei der dynamischen Expansionsstrom (100) durch den Fluss zur Versorgung der Turbine (46), der aus dem ersten Trennballon (18) stammt, gebildet wird.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Rückführungsstrom (96) aus dem ersten Rückführungsstrom (88) entnommen wird.
  5. Verfahren nach einem beliebigen der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst:
    - Entnehmen eines Entnahmestroms (158) aus dem methanreichen Kopfstrom (82) vor seiner Leitung in den ersten Kompressor (28) und in den zweiten Kompressor (32);
    - Komprimieren des Entnahmestroms (158) in einem dritten Kompressor (134),
    - Bilden des zweiten Rückführungsstroms (168) ausgehend vom komprimierten Entnahmestrom, der aus dem dritten Kompressor (134) stammt, nach dem Kühlen.
  6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass es die Leitung des Entnahmestroms (158) in einen dritten Wärmetauscher (152) und in einen vierten Wärmetauscher (154) vor seiner Einführung in den dritten Kompressor (134), dann die Leitung des komprimierten Entnahmestroms in den vierten Wärmetauscher (154), dann in den dritten Wärmetauscher (152) umfasst, um den Kopf der Trennsäule (26) zu versorgen, wobei der zweite Rückführungsstrom (168) vom gekühlten komprimierten Entnahmestrom (160) entnommen wird, zwischen dem vierten Wärmetauscher (154) und dem dritten Wärmetauscher (152).
  7. Verfahren nach einem der Ansprüche 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Entnahmestrom (158) in einen vierten Kompressor (182) eingeführt wird, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:
    - Entnehmen eines sekundären Ableitungsstroms (186) aus dem gekühlten komprimierten Entnahmestrom (160), der aus dem dritten Kompressor (134) und dem vierten Kompressor (182) stammt;
    - dynamisches Expandieren des sekundären Ableitungsstroms (186) aus einer zweiten Expansionsturbine (132), die an den vierten Kompressor (182) gekoppelt ist;
    - Einführen des sekundären expandierten Ableitungsstroms (188), in den Entnahmestrom (158) vor seiner Leitung in den dritten Kompressor (134) und in den vierten Kompressor (182).
  8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Rückführungsstrom (192) aus dem methanreichen Kopfstrom (86) entnommen wird, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:
    - Einführen des zweiten Rückführungsstroms (192) in einen dritten Wärmetauscher (152),
    - Trennen des Stroms aus Ladeerdgas (15) in einen ersten Ladefluss (191A) und einen zweiten Ladefluss (191B);
    - Versetzen des zweiten Ladestroms (191B) in Wärmetauschbeziehung mit dem zweiten Rückführungsstrom (192) im dritten Wärmetauscher (152),
    - Mischen des zweiten Ladeflusses (191B) nach dem Kühlen im dritten Wärmetauscher (152) mit dem ersten Ladefluss (191A) nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert vom ersten Trennballon (18).
  9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst:
    Entnehmen eines sekundären Kühlstroms (200) aus dem methanreichen komprimierten Kopfstrom (86), nachgelagert vom ersten Kompressor (28) und nachgelagert vom zweiten Kompressor (32);
    - dynamisches Expandieren des sekundären Kühlstroms (200) in einer zweiten Expansionsturbine (132), und Leitung des expandierten sekundären Kühlstroms (202) in den dritten Wärmetauscher (152), um ihn in Wärmetauschbeziehung mit dem zweiten Ladefluss (191 B) und mit dem zweiten Rückführungsstrom (192) zu bringen;
    - Wiedereinführen des expandierten sekundären Kühlstroms (202) in den methanreichen Strom, (82), vor seiner Leitung in den ersten Kompressor (28) und in den zweiten Kompressor (32);
    - Entnehmen einer Wiederkomprimierungsfraktion (206) aus dem gekühlten methanreichen Strom (84) und nachgelagert von der Einführung des expandierten sekundären Kühlstroms (204) und vorgelagert vom ersten Kompressor (28) und vom zweiten Kompressor (32);
    - Komprimieren der Wiederkomprimierungsfraktion (206) in mindestens einem Kompressor (182), der an die zweite Expansionsturbine (132) gekoppelt ist, und Wiedereinführen der komprimierten Wiederkomprimierungsfraktion in den komprimierten methanreichen Strom (86), der aus dem ersten Kompressor (28) und vom zweiten Kompressor (32) stammt.
  10. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass ein vierter Rückführungsstrom (136) ausgehend vom ersten Rückführungsstrom (88) abgeleitet wird, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden, wobei der dynamische Expansionsstrom in einen zweite Expansionsturbine (132) eingeführt wird, die verschieden von der ersten Expansionsturbine (22) ist, wobei der dynamische Expansionsstrom (138) der aus der zweiten Expansionsturbine (132) stammt, wieder in den methanreichen Strom (82) eingeführt wird, bevor er in den ersten Wärmetauscher (16) geleitet wird.
  11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst:
    - Entnehmen einer Wiederkomprimierungsfraktion (140) aus dem erwärmten methanreichen Kopfstrom (84), der aus dem ersten Wärmetauscher (16) und dem zweiten Wärmetauscher (24) stammt
    - Komprimieren der Wiederkomprimierungsfraktion (140) in einem dritten Kompressor (134), der mit der zweiten Expansionsturbine (132) gekoppelt ist,
    - Einführen der komprimierten Wiederkomprimierungsfraktion (142) in den komprimierten methanreichen Strom, der aus dem ersten Kompressor (28) stammt.
  12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass es die Ableitung eines dritten Rückführungsstroms (126) umfasst, vorteilhafterweise bei einer Umgebungstemperatur, ausgehend von einem methanreichen Strom (82), der mindestens teilweise komprimiert ist, vorteilhafterweise zwischen zwei Stufen (122A, 122B) des zweiten Kompressors, wobei der dritte Rückführungsstrom (126) aufeinanderfolgend im ersten Wärmetauscher (16) und im zweiten Wärmetauscher (24) gekühlt wird, bevor er mit dem ersten Rückführungsstrom gemischt wird, um in die Trennsäule (26) eingeführt zu werden.
  13. Installation (10; 110; 120; 130; 150; 180; 190) zur Herstellung eines methanreichen Stroms (12), und eines C2 +-Kohlenwasserstoff-reichen Schnitts (14), aus einem Strom (15) aus entwässertem Ladeerdgas, zusammengesetzt aus Kohlenwasserstoffen, Stickstoff und CO2, der vorteilhafterweise einen molaren Gehalt an C2 +-Kohlenwasserstoffen von mehr als 10 % umfasst, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:
    - einen ersten Wärmetauscher (16) um den Strom aus Ladeerdgas (15) zu kühlen, der vorteilhafterweise mit einem Druck von mehr als 40 Bar zirkuliert,
    - einen ersten Trennballon (18),
    - Mittel zum Einführen des Stroms aus gekühltem Ladeerdgas (40) in den ersten Trennballon (18), wobei der gekühlte Erdgasstrom (40) im ersten Trennballon (18) getrennt wird, um eine leichte Fraktion (42), die im Wesentlichen gasförmig ist, und eine schwere Fraktion (44), die im Wesentlichen flüssig ist, wiederzugewinnen;
    - Mittel zum Trennen der leichten Fraktion in einen Fluss (46) zur Versorgung der Turbine und einen sekundären Fluss (48);
    - einen erste dynamische Expansionsturbine (22) des Versorgungsstroms der Turbine (46)
    - einen Trennsäule (26);
    - Mittel zum Einführen des Flusses (102), der in der ersten dynamischen Expansionsturbine (22) expandiert wurde, in einen Zwischenteil der Trennsäule (26);
    - einen zweiten Wärmetauscher (24) zum Kühlen des sekundären Flusses (48) und Mittel zum Einführen des gekühlten sekundären Flusses (52) in einen oberen Teil des Trennsäule (26);
    - Mittel zur Expansion der schweren Fraktion (44) und Mittel zur Leitung der schweren Fraktion (44) in den ersten Wärmetauscher (16);
    - einen zweiten Trennballon (20);
    - Mittel zum Einführen der schweren Fraktion (44), die aus dem ersten Wärmetauscher (16) stammt, in den zweiten Trennballon (20), um eine Kopffraktion (58) und eine Fußfraktion (60) zu bilden;
    - Mittel zum Einführen der Kopffraktion (58), nach der Leitung in den zweiten Wärmetauscher (24), um sie zu kühlen, in den oberen Teil des Trennsäule (26),
    - Mittel zum Einführen der Fußfraktion (60) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
    - Mittel zum Wiedergewinnen, am Fuß der Trennsäule (26), eines C2 +-Kohlenwasserstoffen-reichen Fußstroms (80), ausgelegt, um den C2 +-Kohlenwasserstoffen-reichen Schnitt (14) zu bilden;
    - Mittel zum Entnehmen, am Kopf der Trennsäule (26), eines methanreichen Kopfstroms (82);
    - Mittel zum Einführen des methanreichen Kopfstroms (82), in den zweiten Wärmetauscher (24) und in den ersten Wärmetauscher (16), um ihn zu erwärmen;
    - Mittel zum Komprimieren des methanreichen Kopfstroms, umfassend mindestens einen ersten Kompressor (28), der an die erste Turbine (22) gekoppelt ist, und eine zweiten Kompressor (32), um den methanreichen Strom (12), ausgehend vom komprimierten methanreichen Kopfstrom (86) zu bilden;
    - Mittel zum Entnehmen, aus dem methanreichen Kopfstrom (82, 84, 86), eines ersten Rückführungsstroms (88);
    - Mittel zum Leiten des ersten Rückführungsstroms (88) in den ersten Wärmetauscher (16) dann in den zweiten Wärmetauscher (24), um ihn zu kühlen;
    - Mittel zum Einführen von mindestens einem ersten Teil des gekühlten Rückführungsstroms (94) in den oberen Teil des Trennsäule (26),
    dadurch gekennzeichnet, dass die Installation Folgendes umfasst:
    Mittel zum Bilden mindestens eines zweiten Rückführungsstroms (96; 136; 168; 192), erhalten ausgehend vom methanreichen Kopfstrom (82), nachgelagert von der Trennsäule (26);
    - Mittel zum Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100; 136) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 136; 168; 192);
    - Mittel zum Einführen des dynamischen Expansionsstroms (100; 136) in eine Expansionsturbine (22; 132), um Frigories zu erzeugen, und dadurch, dass die Mittel zum Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 168; 192) Mittel zum Einführen eines zweiten Rückführungsstroms (96; 168; 192) in einen Strom (40; 46) umfassen, der nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert von der ersten Expansionsturbine (22) zirkuliert, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden.
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