MX2008001031A

MX2008001031A - Procesamiento de gas natural liquido.

Info

Publication number: MX2008001031A
Application number: MX2008001031A
Authority: MX
Inventors: Kenneth Reddick; Noureddine Belhateche; Scott Schroeder
Original assignee: Howe Baker Eng Ltd
Priority date: 2005-07-25
Filing date: 2006-07-25
Publication date: 2008-03-14
Also published as: ZA200801211B; CA2615987C; KR100951924B1; RU2407966C2; KR20080039429A; US20060260356A1; US7475566B2; NZ565218A; RU2008106604A; WO2007014209A2; JP5011501B2; EP1920205A2; ES2609921T3; CA2615987A1; AU2006272662A1; EP1920205B1; AU2006272662B2; BRPI0613903B1; CN101233376B; WO2007014209A3

Abstract

Se describe un proceso para la recuperacion de liquidos de gas natural (NGL) a partir de gas natural licuado (LNG). La corriente de alimentacion de LNG es sometida a un proceso de separacion de dos etapas donde la cola de la separacion de la primera etapa que contienen hidrocarburos de mas de 2 atomos de carbono es dividida en dos porciones, con una porcion que es calentada y utilizada como un reflujo durante la segunda etapa de separacion para recuperar el producto de NGL.

Description

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL LIQUIDO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención está dirigida a la recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) y en particular a un proceso de separación de dos pasos donde los hidrocarburos de más de 2 átomos de carbono recuperados en la primera etapa de separación son divididos y una porción es calentada antes de entrar a la segunda etapa de separación para ayudar en la recuperación de fluorocarburos más pesados que el metano.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El gas natural típicamente contiene hasta 15% en volumen de hidrocarburos más pesados que el metano. De este modo, el gas natural es típicamente separado para proporcionar una fracción gaseosa de calidad de tubería y una fracción de hidrocarburo líquido menos volátil. Estos líquidos valiosos del gas natural (NGL) están comprendidos de etano, propano, butano y cantidades menores de otros hidrocarburos pesados. En algunas circunstancias, como una alternativa a la transportación en las tuberías, el gas natural en sitios remotos es licuado y transportado en buques tanque de LNG especiales hacia las terminales apropiadas de manejo y Ref. : 189610 almacenamiento de LNG. El LNG puede ser luego revaporizado y utilizado como un combustible gaseoso de la misma manera que el gas natural . Debido a que el LNG está comprendido de al menos 80 por ciento mol de metano es a menudo necesario separar el metano de los hidrocarburos de gas natural más pesados, para confirmar las especificaciones de tubería para el valor de calentamiento. Además, es deseable recuperar el NGL debido a que sus componentes tienen un más alto valor que los productos líquidos, donde éstos son utilizados como materiales de alimentación petroquímicos, en comparación a su valor como gas combustible. NGL es típicamente obtenido de las corrientes de LNG por muchos procesos bien conocidos que incluyen adsorción de "petróleo ligero" , "adsorción petróleo ligero refrigerado" y condensación a temperaturas criogénicas. Aunque existen muchos procesos conocidos, existe siempre un compromiso entre la alta recuperación y la simplicidad del proceso (por ejemplo, baja inversión de capital) . El proceso más común para recuperar NGL a partir de LNG es bombear y evaporizar el LNG y luego redirigir el fluido gaseoso resultante hacia un proceso de recuperación de NGL criogénico, tipo turbo-expansión, estándar, industrial, típico. Tal proceso requiere una caída de presión grande a través del turbo-expansor o válvula J.T. para generar temperaturas criogénicas. Además, tales procesos previos requieren típicamente que el fluido gaseoso resultante, después de la extracción del LPG, sea comprimido para alcanzar la presión del paso del pre-expansión. Las alternativas para este proceso estándar son conocidas y son descritos dos procesos en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5,588,308 y 5,114,457. El proceso de recuperación de NGL en la patente v308 utiliza la auto-refrigeración y el intercambio de calor integrado en vez de la refrigeración externa o los turbo-expansores de alimentación. Este proceso, no obstante, requiere que el LNG alimentado esté a temperatura ambiente y sea pre-tratado para eliminar el agua, los gases ácidos y otras impurezas. El proceso descrito en la patente x457 recupera NGL a partir de una alimentación de LNG que ha sido calentada por intercambio de calor por una porción de reciclamiento comprimida de la cabeza de fraccionamiento. El balance de la cabeza o parte superior, comprendida de gas residual rico en metano, es comprimido y calentado para la introducción dentro de sistemas de distribución en tubería. La presente invención proporciona otro proceso de recuperación de NGL alternativo que produce un sistema de líquido rico en metano, de baja presión que puede ser dirigido a las bombas de exportación de LNG principales donde éste puede ser bombeado a presiones de tubería y eventualmente encaminado hacia los evaporizadores principales de LNG. Además, la presente invención utiliza un proceso de separación de dos pasos donde los hidrocarburos de más de 2 átomos de carbono recuperados en la primera etapa de separación son divididos y una porción es calentada antes de entrar a la segunda etapa de separación, para ayudar en la recuperación de los hidrocarburos más pesados del metano, como se describe en la especificación siguiente y se define en las reivindicaciones que siguen.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Como se estableció, la presente invención está dirigida a un proceso mejorado para la recuperación de NGL a partir de LNG que evita la necesidad de la deshidratación, la eliminación de gases ácidos y otras impurezas. Una ventaja adicional del presente proceso es que éste reduce significativamente la energía completa y los requerimientos de combustible, debido a que son virtualmente eliminados los requerimientos de compresión de gas residual asociados con una instalación típica de recuperación de NGL. El presente proceso tampoco requiere una caída de presión grande a través de un turbo-expansor o válvula J.T. para generar temperaturas criogénicas. Esto reduce la inversión de capital para construir el presente proceso por 30 a 50% en comparación a una instalación típica de recuperación criogénica de NGL. En general, el presente proceso recupera hidrocarburos más pesados que el metano utilizando gas natural adecuado a baja presión (por ejemplo, directamente a partir de un sistema de almacenamiento de LNG) mediante el uso de un proceso de separación de dos pasos donde los hidrocarburos de más de 2 átomos de carbono recuperados en la primera etapa de separación (recuperación) son divididos y una porción es calentada entes de entrar a la segunda etapa de separación, y la otra porción es utilizada como una corriente de reflujo en el segundo paso de separación. Esto ayuda en la recuperación de los hidrocarburos más pesados que el metano, produciendo de este modo altos rendimientos de NGL. La corriente rica en hidrocarburos de 1-2 átomos de carbono recuperada en la parte superior o cabeza en el segundo paso de separación, es reciclada hacia el primer paso de separación para producir una corriente rica en metano. Esta corriente rica en metano proveniente del primer paso de separación es encaminada al lado de succión de un compresor de cabeza baja de baja temperatura, para volver a licuar la corriente rica en metano. El LNG re-licuado es luego dividido, con una porción que es utilizada como el segundo reflujo en la primera etapa de separación, y la presión restante dirigida a las bombas de exportación principales de LNG.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA FIGURA La figura 1 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad de la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los líquidos de gas natural (NGL) son recuperados del gas natural licuado a baja presión (LNG) sin la necesidad de refrigeración externa o turboexpansores de alimentación, como son utilizados en los procesos previos. Con referencia a la figura 1, el proceso 100 muestra la corriente de alimentación 1 de LNG de entrada, que entra a la bomba 2 a presiones muy bajas, típicamente, en el intervalo de 0-0.351 kg/cm2 (0-5 psig) y a una temperatura menor de -129°C (-200°F) . La bomba 2 puede ser cualquier diseño de bomba típicamente utilizada para bombear LNG con la condición de que sea capaz de incrementar la presión de LNG varias decenas de kilogramos hasta aproximadamente 7.03-35.15 kg/cm2 (aproximadamente 100-500 psig), preferentemente el intervalo del proceso de 21.09-24.60 kg/cm2 (300-350 psig). La corriente resultante 3 proveniente de la bomba 2 es físicamente alimentada a la caja fría 4 donde ésta es intercambiada con el gas residual sustancialmente libre de NGL en la línea 9 obtenida a partir de la descarga del compresor 8. En aquellas circunstancias donde el enfriamiento adicional es necesario en la caja fría 4, puede ser empleada una línea refrigerante externa 32 para incrementar la capacidad de enfriamiento. Aunque la naturaleza exacta del refrigerante externo no es crítica para la invención, una corriente de LNG a alta presión puede ser, más conveniente de utilizar. La corriente caliente de la alimentación del LNG es removida de la caja fría 4 como la corriente 5. Después de ser calentado y parcialmente vaporizado, el LNG en la corriente 5 puede ser adicionalmente calentado, si es necesario durante el arranque del proceso, con un intercambiador de calor opcional (no mostrado) y luego alimentado al primer separador o a la torre de recuperación 6. El separador 6 puede estar comprendido de un proceso de separación simple o de un arreglo de flujo en serie de varias operaciones unitarias rutinariamente utilizadas para separar fracciones de los materiales de alimentación de LNG. La configuración interna del o de los separadores particulares utilizados es un asunto de diseño rutinario de ingeniería y no es crítico para la presente invención. La corriente 5 es separada del separador 6 en una corriente inferior 11 rica en NGL que es removida vía la bomba 12 y la corriente 13. La corriente 13 es dividida en dos porciones para crear las corrientes 14 y 15. Las porciones relativas de las corrientes 14 y 15 son dependientes de la cantidad de recuperación de etano deseada, y la composición del LNG de alimentación. Una división preferida sería 15-85% en la corriente 14 y 15-85 % en la corriente 15. La corriente 14 es eventualmente calentada antes de ser encaminada vía la línea 31 como alimentación hacia el desetanizador 16. Un método preferido de calentamiento de la corriente 14 es devolverla a la caja fría 4 , donde ésta es intercambiada en calor con el LNG comprimido proveniente de la corriente 9. La corriente 15 es utilizada directamente con una corriente de reflujo en el desetanizador 16 para incrementar la recuperación de los componentes pesados deseados . El desetanizador 16 puede ser calentado por un recalentador de fondo o un recalentador lateral 27. Una corriente superior 17 rica en metano es removida del desetanizador 16 y encaminada a la torre de recuperación 6. El encaminamiento de esta corriente nuevamente hacia la torre de recuperación permite que cualesquiera componentes de etano y pesados en esta corriente sean recuperados . Una corriente 19 de producto de NGL recuperado es removida del desetanizador 16 y encaminada al almacenamiento de NGL o bombeada a una tubería de NGL o el fraccionador (no mostrado) . Una corriente superior 7 rica en metano, sustancialmente libre de NGL, es removida del separador 6 y alimentada a una baja temperatura, un compresor 8 de cabeza baja, donde éste forma la corriente 9 de LNG comprimido. El compresor 8 es necesario para proporcionar suficiente refuerzo en la presión, de modo que la corriente saliente 9 mantenga una diferencia de temperatura adecuada en el intercambiador de calor de gas principal (caja fría) 4 para formar la corriente de salida 10 del gas (LNG) rico en metano, re-licuado. El compresor 8 está diseñado para lograr un incremento marginal de presión de aproximadamente 5.27 a 8.08 kg/cm2 (75 a 115 psi), preferentemente el incremento en la presión de aproximadamente 21.09 kg/cm2 (300 psig) hasta aproximadamente 24.60-29.87 kg/cm2 (350-425 psig) . La corriente 10 rica en metano (LNG) re-licuado, de entrada es dividida en dos porciones que forman la corriente 30 y la corriente 33. La corriente 30 es utilizada como un reflujo externo hacia el separador 6. Este reflujo es necesario para alcanzar niveles muy altos de recuperación de etano. Las porciones relativas de las corrientes 30 y 33 son dependientes de la composición de alimentación de LNG y de la cantidad requerida de la recuperación de etano. Una división preferida sería 2-10% en la corriente 30 y 90-98% en la corriente 33. La corriente de entrada 33 rica en metano (LNG) , re- licuada es dirigida hacia las bombas de exportación de LNG principales (no mostradas) donde el líquido será bombeado a las presiones de tubería y eventualmente encaminada hacia los evaporizadores principales de LNG. Como es sabido en esta área de la tecnología, el diseño particular de los intercambiadores de calor, las bombas, los compresores y los separadores no es crítico para la presente invención. Más bien, es un asunto de práctica rutinaria de ingeniería, seleccionar y ajustar el tamaño de las operaciones unitarias específicas para lograr el funcionamiento deseado. La presente invención radica en la combinación única de operaciones unitarias y el descubrimiento de utilizar LNG no tratado como reflujo externo para lograr altos niveles de eficiencia de separación con el fin de recuperar NGL. Mientras que se ha descrito lo que se cree son las modalidades preferidas de la invención, aquellos expertos en esta área de la tecnología reconocerán que otras y modificaciones adicionales pueden ser realizadas a ésta, por ejemplo, para adaptar la invención a diversas condiciones, tipos de alimentaciones u otros requerimientos, sin apartarse del espíritu de la presente invención como es definida por las siguientes reivindicaciones. Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un proceso de recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado (LNG) caracterizado porque comprende: a) bombear LNG a baja presión, líquido, a una presión mayor de 7.03 kg/cm2 (100 psia); b) dirigir el LNG líquido presurizado proveniente del paso a) hacia una caja fría, donde éste es sometido a intercambio de calor para incrementar su temperatura; c) dirigir el LNG líquido presurizado, intercambiado en calor del paso b) a un separador donde, en combinación con un primero y un segundo reflujos, una cabeza de separador es producida junto con una cola del separador; d) la presurización de la cola del separador y luego la división de la cola del separador presurizada en la primera y segunda porciones; e) dirigir la primera porción de las colas de separador presurizadas hacia un desetanizador como una corriente de reflujo; f) calentar la segunda porción de las colas del separador presurizadas al dirigir la segunda porción a la caja fría; g) dirigir la segunda porción caliente de las colas del separador presurizadas, hacia el desetanizador; h) retirar los hidrocarburos más pesados que el metano como colas del desetanizador; i) dirigir la cabeza del desetanizador como la segunda alimentación hacia el separador; j ) remover la cabeza del separador desde el separador, y comprimir la cabeza del separador antes de la introducción a la caja fría, y el intercambio de calor con el LNG líquido presurizado, para producir un LNG presurizado, re- 1icuado; y k) separar una porción de LNG presurizado, re-licuado, para el uso como el primer reflujo.
2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además la provisión de un refrigerante externo hacia la caja fría.
3. El proceso de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque comprende la provisión de una corriente a alta presión de LNG con refrigerante externo hacia la caja fría.