ITCO20100031A1

ITCO20100031A1 - Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl

Info

Publication number: ITCO20100031A1
Application number: IT000031A
Authority: IT
Inventors: Simone Amidei; Andrea Giusti; Francesca Monti; Mesgina Risat
Original assignee: Nuovo Pignone Spa
Priority date: 2010-05-31
Filing date: 2010-05-31
Publication date: 2011-12-01
Also published as: CN102392936A; CA2740655A1; IT1400370B1; AU2011202501B2; CA2740655C; CN102392936B; RU2562980C2; RU2011121422A; AU2011202501A1; US20110289962A1; US8585804B2

Description

TITLE/TITOLO:

NATURAL GAS LIQUIDS RECOVERY DEVICE AND METHOD METODO E DISPOSITIVO PER RECUPERARE GAS NATURALI LIQUEFATTI NGL

ARTE NOTA CAMPO DELL’INVENZIONE

Le realizzazioni dell’oggetto divulgato dal presente documento si riferiscono in generale a metodi e sistemi e, più in particolare, a meccanismi e tecniche per il recupero di gas naturale liquefatto (NGL).

RIASSUNTO DELL’ARTE NOTA

Negli ultimi anni, con l’aumento del prezzo dei combustibili petroliferi e gassosi, gli aspetti relativi all’estrazione, trasporto e lavorazione del petrolio e del gas hanno ricevuto un’attenzione crescente. C’è l’interesse a rendere le macchine e i processi esistenti più efficienti e affidabili per ridurre i rifiuti legati a vari aspetti dell’industria petrolifera e del gas.

La figura 1 mostra parte delle infrastrutture utilizzate per l’estrazione, il trasporto e la lavorazione del petrolio e/o del gas, d’ora in poi semplicemente chiamato prodotto. Il sistema 10 include almeno un impianto di estrazione 12 che può essere on shore (come indicato in figura) o off-shore (non indicato). Tale impianto 12 può essere una piattaforma o altri dispositivi di perforazione sotterranea per raggiungere un reservoir 14 di petrolio e/o gas. Una volta portato in superficie 16 il prodotto, verrà conservato in un impianto di deposito 18. Poiché la maggior parte delle volte l'impianto di estrazione dista dall’impianto di lavorazione, il prodotto dev’essere trasportato, talvolta per migliaia di chilometri. Può essere quindi fornito un impianto di pompaggio 20 accanto all’impianto di deposito 18. L’impianto di pompaggio 20 include un sistema di pompaggio generico e sistemi di pompaggio per aumentare la pressione del prodotto prima di varcare l’ingresso 22 del tubo di trasporto 24. Il tubo di trasporto può essere distribuito su terra (non indicato) e sottoterra come indicato nella figura 1. Poiché la pressione del prodotto diminuisce spostandosi lungo la tubazione 24, sono previste stazioni di pompaggio 26 lungo la tubazione per aumentare la pressione del prodotto.

La stazione di pompaggio include almeno una pompa se si tratta di un liquido e almeno un compressore se si tratta di un gas. Per semplicità, si presume che si tratti di un gas. La stazione di compressione 26 include quindi uno o più compressori e una turbina a gas che alimenta il compressore. La turbina a gas devia parte del prodotto proveniente dalla tubazione 24 come combustibile. Al termine del percorso, il prodotto giunge all’impianto di lavorazione 28 in cui verrà suddiviso in vari componenti 30. Tali componenti saranno poi venduti ai rispettivi dienti.

Un esempio di prodotto è il gas naturale grezzo. Il gas naturale grezzo contiene principalmente metano (CH4), la molecola di idrocarburi più corta e più leggera e varie quantità di gas di idrocarburi pesanti come etano (C2H6), propano (C3H8), butano (n-C4H10), isobutano (i-C4H10), pentani e idrocarburi ad alto peso molecolare. In base al numero degli atomi di carbonio, i componenti verranno classificati in C, C1, C2, C3,etc. Il gas naturale grezzo contiene anche varie quantità di gas acido come anidride carbonica (CO2), solfuro di idrogeno (H2S) e mercaptani come metanetiolo (CH3SH) e etanetiolo (C2H5SH).

Una volta trasformati in sottoprodotti finiti, gli idrocarburi pesanti verranno collettivamente definiti NGL. L’estrazione di NGL spesso implica la presenza di un turboespansore e una colonna di distillazione a bassa temperatura (chiamata demetanizzatore). Il gas d’ingresso del demetanizzatore verrà raffreddato in uno scambiatore di calore che condensa parzialmente il gas. La miscela gas-liquido verrà poi suddivisa in un separatore in flusso liquido e gassoso.

Gli impianti di lavorazione sono complessi e includono demetanizzatori, separatori, circuiti di refrigerazione separata, unità di iniezione glicole, etc.

Tuttavia, ci sono situazioni in cui almeno parte del suddetto sistema 10 in una stazione/tubazione gas dovrebbe avere una struttura semplificata o fornire combustibile a determinate caratteristiche 0 impedire che le turbine a gas brucino NGL. Riguardo alla struttura semplificata, è stato osservato che la complessità dell’impianto di lavorazione 28, che richiede separatori, almeno un demetanizzatore e altri componenti, aumenta l’ingombro dell’impianto e lo rende soggetto a guasti.

E’ stato anche osservato che le stazioni di compressione 26 includono compressori azionati da turbine a gas che richiedono combustibile con determinate caratteristiche per funzionare.

Poiché le stazioni di compressione 26 trasportano gas naturale, molte di loro usano parte del gas come combustibile. Tuttavia, il gas naturale trasportato potrebbe non essere idoneo a essere bruciato in una turbina a gas (potrebbe non rispondere a tali caratteristiche). Quindi, la quantità d’inquinamento aumenta alimentando la turbina a gas con gas naturale non trattato. Inoltre, la quantità di NGL all’interno del gas naturale trasportato è ridotta poiché il NGL è usato come combustibile all’interno del gas naturale/unitamente al metano.

Di conseguenza, sarebbe meglio fornire sistemi e metodi che evitassero i suddetti problemi e inconvenienti.

RIASSUNTO

In base a una realizzazione esemplificativa, c’è un sistema di recupero NGL. Il sistema include un’entrata che riceve gas di alimentazione proveniente da un primo punto di una tubazione di trasporto; un’unità di disidratazione collegata all’entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco; un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL; una prima uscita collegata all’unità che invia gas combustibile alla turbina a gas per la combustione e una seconda uscita collegata all’unità NGL che invia miscela NGL alla tubazione di trasporto in un secondo punto situato a valle rispetto al primo.

In base a un’altra realizzazione esemplificativa, c’è una stazione di pompaggio NGL in una tubazione di trasporto. La stazione include un turbocompressore collegato all’entrata della tubazione che trasforma la bassa pressione del gas di alimentazione d’ingresso in alta pressione; un sistema di recupero NGL collegato al turbocompressore che riceve gas di alimentazione ad alta pressione; e un sistema di filtraggio che riceve gas combustibile dal sistema di recupero NGL, riscalda e filtra il gas combustibile ricevuto e fornisce il gas combustibile riscaldato e filtrato al turbocompressore come combustibile. Il sistema di recupero NGL include un’entrata che riceve gas di alimentazione proveniente da un primo punto della tubazione di trasporto, un’unità di disidratazione collegata all’entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco, un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL, una prima uscita collegata all’unità NGL che invia gas combustibile al sistema di filtraggio e una seconda uscita collegata all’unità NGL che invia miscela NGL alla tubazione di trasporto, in un secondo punto situato a valle rispetto al primo.

In base a un’altra ancora, c’è un impianto di lavorazione per separare NGL. Il sistema include un turbocompressore che trasforma la bassa pressione del gas di alimentazione d’ingresso in alta pressione; un sistema di recupero NGL collegato al turbocompressore che riceve gas di alimentazione ad alta pressione; e un sistema di filtraggio che riceve gas combustibile dal sistema di recupero NGL, riscalda e filtra il gas combustibile ricevuto e fornisce il gas combustibile riscaldato e filtrato al turbocompressore come combustibile. Il sistema di recupero NGL include un’entrata che riceve gas di alimentazione, un’unità di disidratazione collegata all’entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco, un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL, una prima uscita collegata all’unità NGL che invia gas combustibile al sistema di filtraggio e una seconda uscita collegata all’unità NGL che invia miscela NGL. In base a un’altra realizzazione esemplificativa, il suddetto sistema ha un’unità NGL senza alcun demetanizzatore o unità di iniezione glicole. In un’applicazione, l’unità NGL include un solo separatore e l’unità di disidratazione non include il separatore e il raffreddatore.

In base a un’altra ancora, c’è un metodo per separare il NGL dal gas di alimentazione. Il metodo consiste nel ricevere gas di alimentazione, nel'aumentare la pressione del gas di alimentazione facendo scorrere il gas in un compressore collegato a una turbina a gas, nel deviare parte del gas proveniente da un’uscita del compressore e inviarne la parte deviata a un essiccatore, nell’essiccare la parte deviata per rimuovere l’acqua e produrre gas secco, nell’espandere gas secco nel turboespansore, nel suddividere il gas espanso in miscela NGL e gas combustibile e nel fornire gas combustibile alla turbina a gas come combustibile.

BREVE DESCRIZIONE DEI DISEGNI

I disegni accompagnatori, incorporati nella e facenti parte della specifica, illustrano una o più realizzazioni e, unitamente alla descrizione, spiegano tali realizzazioni. Nei disegni:

La figura 1 è un diagramma schematico di un impianto di estrazione, distribuzione e lavorazione petrolio;

La figura 2 è un diagramma schematico di una stazione compressore in base a una realizzazione esemplificativa;

La figura 3 è un diagramma schematico di un sistema di recupero NGL in base a una realizzazione esemplificativa;

La figura 4 è un diagramma schematico di un essiccatore in base a una realizzazione esemplificativa;

La figura 5 è un diagramma schematico di un essiccatore alternativo;

La figura 6 è un diagramma schematico di un’unità di recupero NGL in base a una realizzazione esemplificativa;

La figura 7 è un diagramma schematico di un’unità di recupero NGL alternativa; La figura 8 è un diagramma schematico di un’altra unità di recupero NGL alternativa;

La figura 9 è un diagramma di flusso illustrante un metodo per recuperare una miscela NGL in base a una realizzazione esemplificativa.

DESCRIZIONE DETTAGLIATA

La seguente descrizione delle realizzazioni esemplificative si riferisce ai disegni accompagnatori. Gli stessi numeri di riferimento in diversi disegni identificano gli stessi o analoghi elementi. La seguente descrizione dettagliata non limita l’invenzione, ma l’ambito dell’invenzione è definito dalle rivendicazioni allegate. Le seguenti realizzazioni verranno esaminate, per semplicità, in merito alla terminologia e alla struttura di una stazione di compressione lungo una tubazione di trasporto. Tuttavia, le realizzazioni da esaminare in seguito non si limiteranno a tali stazioni, ma potranno essere applicate ad altri sistemi o stazioni di recupero NGL, come ad esempio quelle presenti nell’impianto di lavorazione. Il riferimento nell’ambito della specifica a “una realizzazione” indica che una particolare funzione, struttura o caratteristica descritta in relazione a una realizzazione è inclusa in almeno una realizzazione dell’oggetto divulgato. Quindi, la comparsa della frase “in una realizzazione” in vari punti all’interno della specifica non si riferisce necessariamente alla stessa realizzazione. Inoltre, le particolari funzioni, strutture o caratteristiche potranno essere debitamente combinate in una o più forme di realizzazione.

In base a una realizzazione esemplificativa, la stazione di compressione include un'unità di recupero NGL che separa il NGL dal gas di alimentazione e fornisce alla turbina a gas combustibile che non include NGL e reimmette NGL nella tubazione di trasporto. In base a un’altra realizzazione esemplificativa, l’unità di recupero NGL include un essiccatore che ha una struttura semplificata rispetto a quelli esistenti. In base a un’altra ancora, l'impianto di lavorazione che separa l’NGL da un flusso di gas naturale include un essiccatore e un’unità di recupero NGL che ha una struttura semplificata, ad esempio non include né il demetanizzatore, né unità di iniezione glicole.

In base a una realizzazione esemplificativa illustrata in figura 2, la stazione di compressione 40 include un turbocompressore 42 collegato all’entrata 44 della tubazione di trasporto 46. Il gas naturale che scorre lungo la tubazione 46 è diretto verso il compressore 48 del turbocompressore 42 affinché venga compresso in modo da aumentare la pressione del gas naturale. Il gas naturale pressurizzato è poi rinviato alla tubazione 46 all’uscita 50. L’uscita 50 è situata a valle rispetto all’entrata 44. In base a una realizzazione esemplificativa, l’intero flusso di gas naturale che scorre lungo la tubazione 46 è incanalato lungo il compressore 48. In un’applicazione, verranno trasportati lungo la tubazione 46 prodotti diversi dal gas naturale.

Il compressore gas 48 è azionato da una turbomacchina 52. La turbomacchina 52 è una turbina a gas. La struttura della turbina a gas è nota nel ramo e non verrà qua ribadita. Alcune turbine a gas necessitano di combustibile specifico per funzionare. In un’applicazione, la turbina a gas necessita di combustibile depurato per funzionare e il gas naturale che scorre nella tubazione 46 non può essere utilizzato a tale scopo a meno che non sia lavorato in modo da rimuovere la quantità di NGL. La turbina a gas verrà collegata (direttamente o tramite una scatola ingranaggi o altri meccanismi) al compressore 48 per ruotare una o più giranti del compressore.

Il combustibile per la turbina a gas verrà ottenuto dal gas naturale trasportato lungo la tubazione 46. Tuttavia, il combustibile verrà selezionato dal gas naturale come esaminato in seguito. Parte del flusso di gas naturale al punto 54 verrà deviato lungo il percorso 56 verso il sistema di recupero NGL 58. Il sistema di recupero NGL ha un’entrata 60 in cui viene ricevuto gas naturale pressurizzato dal compressore 48 e tre uscite dalla 62a alla 62c in cui vengono forniti vari componenti del gas naturale.

La pressione del gas naturale all’entrata 60 è compresa tra 70 e 200 bar o superiore in base al tipo di compressore. In un’altra realizzazione esemplificativa, la pressione del gas naturale all’entrata 60 è al di sopra della pressione critica (cricondenbar). Il termine “cricondenbar” definisce la pressione massima in cui coesistono due fasi dello stesso prodotto e/o la pressione al di sopra della quale la fase gassosa di un liquido non condensa mai (fase densa).

Il gas combustibile è fornito dal sistema di recupero NGL 58 all’uscita 62a per poi dirigersi lungo il percorso 64 verso il sistema di filtraggio 66. Il sistema di filtraggio 66 include un riscaldatore 68 che aumenta la temperatura del gas combustibile e un filtro 70 che rimuove eventuali componenti indesiderati e/o impurità dal gas. Il gas combustibile filtrato è poi fornito lungo il percorso 72 alla turbina a gas 52. Poiché il gas combustibile prodotto dall’unità di recupero NGL 58 avrà la composizione desiderata, bruciare il combustibile nella turbina a gas 52 è più efficace e riduce la percentuale di inquinanti rilasciati nell’ambiente. Si prevede che la quantità di CO2rilasciata dalla turbina a gas 52 della stazione di compressione 40 sia ridotta rispetto a una stazione di compressione tradizionale, poiché nessuna (o ridotte) percentuali di NGL sono presenti nel gas combustibile. Durante il processo di essiccazione eseguito dal sistema di recupero NGL 58, il gas di scarico verrà prodotto e eliminato all’uscita 62c. La composizione del gas di scarico verrà esaminata in seguito. Il gas di scarico verrà fornito lungo il percorso 74 all’entrata 76 del compressore 48 affinché possa essere riutilizzato.

Dopo aver separato il gas combustibile e il gas di scarico dal gas di alimentazione fornito all’entrata 60, ciò che resta è la miscela NGL, che verrà fornita dall’uscita 62b, lungo il percorso 78, all’uscita 80 del compressore 48. Il gas di alimentazione compresso dal compressore 48 e la miscela NGL saranno rinviati all'uscita 50 della tubazione di trasporto 46 per poi essere trasportati all’impianto di lavorazione finale.

Come esaminato prima, benché la descrizione generale del sistema di recupero NGL 58 sia fornita nell’ambito di una stazione di compressione 40 disposta lungo la tubazione di trasporto 46, il sistema di recupero NGL 58 può anche essere fornita in un impianto di lavorazione per separare più efficacemente la miscela NGL da altri componenti come esaminato in seguito.

La struttura del sistema di recupero NGL 58 verrà esaminata più dettagliatamente riguardo alla figura 3. In base a una realizzazione esemplificativa illustrata in figura 3, il sistema di recupero NGL 58 include una singola slitta 90 su cui verranno posizionate l’unità di disidratazione 92 e l’unità NGL 94. Si nota che in un’applicazione, l’unità di disidratazione 92 e l’unità NGL 94 sono interconnesse tra loro ed entrambe le unità si spostano come una singola unità.

L’unità di disidratazione 92 riceve gas di alimentazione all’entrata 60 ed espelle il gas di scarico all’uscita 62c. Il gas secco prodotto dall’unità di disidratazione 92 verrà fornito all’uscita 100a lungo il percorso 96 all’entrata 100b dell’unità NGL 94. Dopo essere stato lavorato nell’unità NGL 94, il gas secco verrà suddiviso in gas combustibile prodotto all’uscita 62a e in miscela NGL prodotta all’uscita 62b. Fornire l’unità di disidratazione 92 e l’unità NGL 94 sulla stessa slitta è vantaggioso, come esaminato in seguito. Inoltre, l'impianto di lavorazione ha meno componenti, è più modulare e occupa meno spazio. La struttura dell’unità di disidratazione 92 e dell’unità NGL 94 verrà esaminata in seguito.

In base a una realizzazione esemplificativa illustrata in figura 4, l’unità di disidratazione 92 include l’entrata 60 in cui viene ricevuto gas di alimentazione, l’uscita 62c in cui viene fornito gas di scarico e l’uscita 100a in cui viene fornito gas secco. Il gas di alimentazione passa dall’entrata 60 a un primo filtro molecolare 102 in grado di rimuovere determinati componenti dal gas.

Il filtro molecolare si basa su un materiale avente pori di un certo diametro. Il materiale funge da spugna. Le particelle (molecole) di diametro inferiore a quello dei pori penetrano nei filtro, mentre quelle di diametro superiore proseguono il flusso verso l’uscita 100a. Il filtro molecolare ha pori di dimensioni uniformi e assorbe gas e liquidi. I materiali di cui è fatto includono minerali silico-alluminosi, argille, vetri, porosi, carboni, microporosi, zeoliti, carboni attivi o composti sintetici. Il filtro molecolare verrà utilizzato nell’industria del petrolio e del gas per assorbire acqua dal gas di alimentazione e per questa ragione il gas prodotto all’uscita 100a è chiamato gas secco. Tuttavia, in base al materiale utilizzato nel filtro molecolare, altri componenti (come azoto, mercurio, etc.) verranno rimossi dal gas di alimentazione.

Poiché, dopo un certo periodo di tempo, i pori del filtro molecolare si riempiono parzialmente o totalmente di molecole assorbite, verrà utilizzato un secondo filtro molecolare 104 per essiccare il gas di alimentazione mentre il filtro molecolare 102 viene rigenerato. Il processo di rigenerazione del filtro molecolare consiste nel far scorrere il gas in direzione opposta lungo il filtro molecolare 102 e riscaldare il filtro e/o il gas per rilasciare le molecole/particelle accumulate. Lo scorrimento del gas in direzione opposta lungo i filtri molecolari 102 e 104 verrà ottenuto mediante le valvole 106. Le valvole 106 sono codificate per colore in figura 4 per indicare se siano aperte o chiuse. La figura 4 mostra una situazione in cui il filtro molecolare 102 è attivo e il filtro molecolare 104 è rigenerato (ossia spurgato delle molecole assorbite). La pressione di uscita del filtro molecolare 104 (rigenerato col riscaldatore 108b) forma il gas di scarico che verrà fornito all’uscita 62c. II filtro 108a verrà fornito per evitare la contaminazione del gas trattato in seguito alla presenza di polveri rilasciate dal filtro molecolare.

Si nota la semplicità dell’unità di disidratazione 92 in seguito alla sinergia col compressore principale azionato dalla turbina a gas. Per dare una visione della semplicità della nuova unità di disidratazione 92, la figura 5 mostra un’unità di disidratazione con filtro molecolare alternativa 110. Il gas di alimentazione verrà fornito, all’entrata 112, al separatore 114. Il separatore verrà utilizzato per separare un liquido da un gas. Il liquido separato verrà prodotto all’uscita 116 e il gas separato verrà fornito, tramite il percorso 118, al filtro molecolare 120. Tuttavia, per rigenerare il filtro molecolare, occorre un riscaldatore 124 per riscaldare quella parte di gas secco deviata dall’uscita 122. Il gas secco deviato dev’essere riscaldato a circa 300 °C e poi fornito al filtro molecolare 128. Il gas di rigenerazione verrà fornito al raffreddatore 128 per ridurre la temperatura del gas e all’unità di rimozione acqua 132 per rimuovere l’acqua. Poiché il gas di alimentazione originario non è stato fornito ad alta pressione, il compressore 134 verrà utilizzato per aumentare la pressione del gas di rigenerazione. Il gas di rigenerazione sarà poi rimandato all’entrata 112 per il ricircolo. La tecnologia indicata in figura 5 è richiesta quando il gas naturale umidificato è completamente disidratato per essere lavorato negli impianti criogenici.

Quindi, la nuova struttura mostrata in figura 4 non richiede il separatore 114, il raffreddatore gas di rigenerazione 130, l’unità di rimozione acqua 132 e il compressore gas di rigenerazione 134.

Uno o più vantaggi ottenuti dall’unità di disidratazione 92 di figura 4 includono una composizione costante del gas combustibile durante il passaggio da un filtro molecolare all’altro, nessun bisogno di separatore e raffreddatore o trattamento effluenti, costi ridotti in seguito alla mancata ricompressione finale dovuta a un’elevata pressione iniziale proveniente dallo scarico del turbocompressore, operazioni semplificate (circuiti di controllo minimo), nessun rischio di formazione di idrati a bassa temperatura ambiente, etc.

In base a un’altra realizzazione esemplificativa mostrata in figura 6, l’unità NGL 94 include l’entrata gas secco 100b, l’uscita miscela NGL 62b e l’uscita gas combustibile 62a. Il flusso di gas secco è suddiviso al punto 140 in due flussi 142a e 142b. Ciascun flusso circola negli scambiatori di calore 144a e 144b per controllare la temperatura del gas secco. I due flussi saranno riuniti al punto 146 e forniti all’entrata 148 dell’espansore 150. L’espansore è collegato al compressore 152 e aziona il compressore. Il gas secco espanso verrà prodotto aH’uscita 154 dell'espansore 150 e fornito al separatore 156.

Il separatore 156 rimuove la fase liquida (miscela NGL) da quella gassosa (gas combustibile) e fornisce la fase liquida alla pompa 158. La pompa 158 pompa miscela NGL nello scambiatore di calore 144b per raffreddare la miscela per poi fornirla all’uscita 62b, affinché sia rinviata alla tubazione di trasporto o affinché sia utilizzata in vari ambiti. Il gas combustibile proveniente dal separatore 156 verrà fornito allo scambiatore di calore 144a affinché sia raffreddato e quindi al compressore 152 per aumentarne la pressione prima che sia fornito all’uscita 62a. La struttura dell’unità NGL 94 è configurata per gestire un'espansione isentropica (all’interno dell’espansore 150) del gas di alimentazione ad alta pressione (70-130 bar) proveniente dal turbocompressore 42 (vedi figura 2) per produrre temperature criogeniche per il recupero NGL. Il flusso di metano condensato e C2+ entra nel separatore 156 per la separazione bifase. II’NGL e il metano liquido escono dalla parte inferiore del separatore 156. Il gas separato proveniente dall’alto forma il gas combustibile della turbina a gas.

Con questa struttura, si possono ottenere uno o più dei seguenti vantaggi: alte percentuali di recupero miscela NGL dal gas combustibile (dipende dal valore della pressione), combustibile povero bruciato dalla turbina a gas (più ricco di CH4, migliore qualità, miglior valore economico), massima flessibilità con diverse composizioni del gas combustibile, costi ridotti in seguito a un calo di pressione tra entrata e uscita, operazioni semplificate (circuiti di controllo minimo e meno CO2 prodotta.

Per dare una visione della nuova struttura indicata in figura 6, la figura 7 mostra una prima unità di recupero NGL alternativa 180 che include, oltre ad alcuni componenti dell’unità NGL 94, un’unità di refrigerazione a propano 182, un demetanizzatore 184 e separatori 186. In base a tale processo, il gas refrigerato si espande isentropicamente in una turbina centrifuga ad alta velocità 188 in modo da produrre temperature criogeniche (di circa -100°C) per il recupero di etano (75%-85%). L’etano condensato e il flusso refrigerato entrano in prossimità della cima della colonna demetanizzatore 184 per rimuovere il metano in eccesso dal prodotto NGL C2+. L’energìa recuperata dall’espansore gas verrà utilizzata per la compressione del gas a bassa pressione per ridurre il fabbisogno totale di compressione gas dell’impianto.

Tuttavia, gli svantaggi della struttura mostrata in figura 7 includono l’esigenza di circuiti di refrigerazione separata, unità di iniezione glicole per la disidratazione, due separazioni prima del demetanizzatore, costo e peso elevato in seguito alla presenza di vari componenti dell’impianto, la caldaia del demetanizzatore 184 porta a complicazioni nel sistema di controllo, etc.

La figura 8 mostra una seconda unità di recupero NGL alternativa 190 che include, tra l’altro, i separatori 192 e 194, un rigeneratore di solvente 196, un’unità di iniezione solvente 198, etc. Il processo di recupero NGL utilizza sistemi di assorbimento non criogenico per il recupero NGL C2+ o C3+ da flussi di gas naturale. Le percentuali di NGL assorbito in ricche concentrazioni di solvente dalla parte inferiore della colonna di assorbimento NGL 200 verranno frazionata nella colonna di rigenerazione solvente 196 che separa il solvente di testa dal solvente povero prodotto sul fondo. Dopo il recupero calore, il solvente povero è presaturo di gas di testa di assorbimento. Il solvente refrigerato scorre in cima alla colonna di assorbimento 200. Il gas separato proveniente dal separatore di presaturazione 192 produce il gas di vendita della tubazione. Tuttavia, questa struttura alternativa richiede l’uso di solventi e utilizza un refrigerante esterno.

In base a una realizzazione esemplificativa illustrata in figura 9, c’è un metodo per separare il NGL dal gas di alimentazione. Il metodo include una fase 900 consistente nel ricevere gas di alimentazione, una fase 902 consistente nell’aumentare la pressione del gas di alimentazione facendo scorrere il gas in un compressore collegato alla turbina a gas, una fase 904 consistente nel deviare parte del gas di alimentazione dall’uscita del compressore e inviarne la parte deviata all’essiccatore, una fase 906 consistente neil’essiccare la parte deviata per rimuovere l’acqua e produrre gas secco, una fase 908 consistente nell’espandere gas secco nel turboespansore, una fase 910 consistente nel suddividere il gas espanso in miscela NGL e gas combustibile e una fase 912 consistente nel fornire gas combustibile alla turbina a gas come combustibile.

Le realizzazioni esemplificative descritte forniscono una stazione di compressione, un impianto di lavorazione e un metodo per separare la miscela NGL e il gas combustibile da un flusso di gas di alimentazione. Resta inteso che tale descrizione non intende limitare l’invenzione, ma al contrario le realizzazioni esemplificative includono alternative, modifiche ed equivalenti rientranti nello spirito e nell’ambito dell’invenzione come definito dalle rivendicazioni allegate. Inoltre, nella descrizione dettagliata delle realizzazioni esemplificative, verranno indicati dettagli specifici per fornire una comprensione globale dell’invenzione, ma gli esperti del ramo ritengono che le realizzazioni possano essere messe in pratica senza tali dettagli.

Benché gli aspetti ed elementi delle presenti realizzazioni esemplificative siano descritti in particolari combinazioni, ciascun aspetto o elemento può essere utilizzato singolarmente senza altri aspetti ed elementi delle realizzazioni o in varie combinazioni con o senza altri aspetti ed elementi ivi descritti.

La descrizione scritta utilizza esempi dell’oggetto divulgato affinché gli esperti del ramo possano metterlo in pratica, inclusa la realizzazione e l'utilizzazione di dispositivi o sistemi e l'esecuzione dei metodi incorporati. La portata dell’oggetto del brevetto è definita dalle rivendicazioni e include altri esempi che dovessero presentarsi agli esperti del ramo. Tali esempi rientrano nell’ambito delle rivendicazioni.

Claims

CLAIMS/RIVENDICAZIONI 1. Un sistema di recupero NGL comprendente: un’entrata che riceve gas di alimentazione da un primo punto della tubazione di trasporto; un’unità di disidratazione collegata all’entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco; un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL; una prima uscita collegata all’unità NGL che invia gas combustibile alla turbina a gas per la combustione; e una seconda uscita collegata all’unità NGL che invia miscela NGL alla tubazione di trasporto in un secondo punto situato a valle rispetto al primo. 2. Il sistema della rivendicazione 1 , in cui il gas di alimentazione è a una pressione superiore a quella critica. 3. Il sistema della rivendicazione 1, in cui l’unità di disidratazione non include un raffreddatore di gas umido seguito da un separatore per rimuovere l’acqua condensata dal flusso di gas di rigenerazione, né un sistema di ricompressione gas di rigenerazione e non contamina il flusso di gas secco. 4. Il sistema della rivendicazione 1, in cui l’unità NGL include: scambiatori di calore per modificare la temperatura del gas secco ricevuto; un turboespansore dotato di cuscinetti magnetici collegati agli scambiatori di calore che riceve gas secco raffreddato dagli scambiatori di calore e lo espande isoentropicamente; e un separatore collegato al turboespansore che separa la fase liquida da quella gassosa del gas secco raffreddato. 5. Il sistema della rivendicazione 4, in cui l’unità NGL include anche: un compressore collegato al separatore che comprime il gas combustibile prima che sia fornito alla turbina a gas. 6. Il sistema della rivendicazione 5, in cui l’unità NGL include anche: una pompa collegata al separatore che pompa miscela NGL nella tubazione. 7. Il sistema della rivendicazione 1, in cui l’unità NGL non include né il demetanizzatore, né l’unità di iniezione glicole. 8. Una stazione di pompaggio NGL nella tubazione di trasporto comprendente: un turbocompressore collegato all’entrata della tubazione che trasforma la bassa pressione del gas di alimentazione d’ingresso in alta pressione; un sistema di recupero NGL collegato al turbocompressore che riceve gas di alimentazione ad alta pressione; e un sistema di filtraggio che riceve gas combustibile dal sistema di recupero NGL, riscalda e filtra il gas combustibile ricevuto e fornisce il gas combustibile riscaldato e filtrato al turbocompressore come combustibile, in cui il sistema di recupero NGL include un’entrata che riceve gas di alimentazione da un primo punto della tubazione di trasporto un’unità di disidratazione collegata all’entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco; un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL; una prima uscita collegata all’unità NGL che invia gas combustibile al sistema di filtraggio; e una seconda uscita collegata all’uscita NGL che invia miscela NGL alla tubazione di trasporto in un secondo punto situato a valle rispetto al primo. 9. Un sistema di lavorazione per separare NGL comprendente: un turbocompressore che trasforma la bassa pressione del gas di alimentazione d’ingresso in alta pressione; un sistema di recupero NGL collegato al turbocompressore che riceve gas di alimentazione ad alta pressione; e un sistema di filtraggio che riceve gas combustibile dal sistema di recupero NGL, riscalda e filtra il gas combustibile ricevuto e fornisce il gas combustibile riscaldato e filtrato al turbocompressore come combustibile. Il sistema di recupero NGL include un’entrata che riceve gas di alimentazione, un’unità di disidratazione collegata all'entrata che riceve gas di alimentazione e ne estrae componenti predeterminati per produrre gas secco, un’unità NGL che riceve gas secco dall’unità di disidratazione e lo suddivide in gas combustibile e miscela NGL, una prima uscita collegata all’unità NGL che invia gas combustibile al sistema di filtraggio e una seconda uscita collegata all’unità NGL che invia miscela NGL. 10. Un metodo per separare il NGL dal gas di alimentazione consistente nel: ricevere gas di alimentazione; aumentare la pressione del gas di alimentazione facendo scorrere il gas in un compressore collegato alla turbina a gas; deviare parte del gas di alimentazione dall’uscita del compressore e inviarne la parte deviata all’essiccatore; essiccare la parte deviata per rimuovere l’acqua e produrre gas secco; espandere gas secco nel turboespansore; suddividere il gas espanso in NGL e gas combustibile;e fornire gas combustibile alla turbina a gas come combustibile senza contaminazioni. CLAIMS / RIVENDICAZIONI 1. A natural gas liquids (NGL) recovery system comprising: an inlet configured to receive feed gas from a first location of a transportation pipeline; a dehydration unit connected to the inlet to receive the feed gas and configured to extract predetermined components from the feed gas to produce a dry gas; a NGL unit configured to receive the dry gas from the dehydration unit and configured to separate the dry gas into a fuel gas and a NGL mix; a first outlet connected to the NGL unit and configured to output the fuel gas to a gas turbine to be ignited; and a second outlet connected to the NGL unit and configured to output the NGL mix back to the transportation pipeline, at a second location situated downstream from the first location.
2. The system of claim 1, wherein the feed gas is at a pressure higher than the cricondenbar.
3. The system of claim 1 , wherein the dehydration unit does not include a wet gas cooler followed by a separator to remove the condensed water from the regeneration gas stream, does not include a regeneration gas re-compression system and does not contaminate the dry gas stream.
4. The system of claim 1 , wherein the NGL unit comprises: heat exchangers for changing a temperature of the received dry gas; a turbo-expander equipped with magnetic bearings connected to the heat exchangers and configured to receive cooled dry gas from the heat exchangers and to isentropically expand the cooled dry gas; and a separator connected to the turbo-expander and configured to separate a fluid phase from a gas phase of the cooled dry gas.
5. The system of claim 4, wherein the NGL unit further comprises: a compressor connected to the separator and configured to compress the fuel gas prior to providing the fuel gas to the gas turbine.
6. The system of claim 5, wherein the NGL unit further comprises: a pump connected to the separator and configured to pump the NGL mix back to the pipeline.
7. The system of claim 1, wherein the NGL unit does not include a demethanizer or a glycol injecting unit.
8. A station for pumping natural gas liquids (NGL) in a transportation pipeline, the station comprising: a turbo-compressor package connected to a pipeline inlet and configured to raise a low pressure of an input feed gas to a high pressure; an NGL recovery package connected to the turbo-compressor package and configured to receive the feed gas having the high pressure; and a filter package configured to receive a fuel gas from the NGL recovery package, to heat and filter the received fuel gas, and to provide the heated and filtered fuel gas to the turbo-compressor as fuel, wherein the NGL recovery package includes, an inlet configured to receive the feed gas from a first location of the transportation pipeline, a dehydration unit connected to the inlet to receive the feed gas and configured to extract predetermined components from the feed gas to produce a dry gas, a NGL unit configured to receive the dry gas from the dehydration unit and configured to separate the dry gas into a fuel gas and a NGL mix, a first outlet connected to the NGL unit and configured to output the fuel gas to the filter package; and a second outlet connected to the NGL unit and configured to output the NGL mix back to the transportation pipeline, at a second location situated downstream from the first location.
9. A processing system for separating natural gas liquids (NGL), the system comprising: a turbo-compressor package configured to raise a low pressure of an input feed gas to a high pressure; an NGL recovery package connected to the turbo-compressor package and configured to receive the feed gas having the high pressure; and a filter package configured to receive a fuel gas from the NGL recovery package, to heat and filter the received fuel gas, and to provide the heated and filtered fuel gas to the turbo-compressor as fuel, wherein the NGL recovery package includes, an inlet configured to receive the feed gas, a dehydration unit connected to the inlet to receive the feed gas and configured to extract predetermined components from the feed gas to produce a dry gas, a NGL unit configured to receive the dry gas from the dehydration unit and configured to separate the dry gas into a fuel gas and a NGL mix, a first outlet connected to the NGL unit and configured to output the fuel gas to the filter package; and a second outlet connected to the NGL unit and configured to output the NGL mix.
10. A method for separating natural gas liquids (NGL) from a feed gas, the method comprising: receiving the feed gas; increasing a pressure of the feed gas by running the feed gas through a compressor connected to a gas turbine; diverting part of the feed gas from an output of the compressor and feeding the diverted part to a dryer; drying the diverted part to remove water and produce a dry gas; expanding the dry gas in a turbo-expander; separating the expanded gas into the NGL and fuel gas; and providing the fuel gas to the gas turbine as fuel without contamination.