NO319556B1

NO319556B1 - Avkjolt naturgassanlegg for utvinning av naturgassvaesker, samt anordning for ettermontering til et slikt eksisterende enkelt anlegg og absorpsjonsfremgangsmate for utvinning av en onsket komponent fra en naturgasstrom

Info

Publication number: NO319556B1
Application number: NO19981851A
Authority: NO
Inventors: Yuv R Mehra
Original assignee: Advanced Extraction Technol
Priority date: 1995-10-27
Filing date: 1998-04-24
Publication date: 2005-08-29
Also published as: AU701928B2; GB2324362B; WO1997015639A1; GB9808078D0; NO981851D0; AU6916696A; NO981851L; DE19681631T1; PL326427A1; DE19681631C2; PL188211B1; GB2324362A

Abstract

En nytilpasset enhet til et eksisterende enkelt avkjølt naturgassanlegg som vesentlig øker mengden av propan, butaner og naturlig bensin, eller etan, propan, butaner og naturlig bensin utvunnet fra naturgass i eksisterende gassbehandlingsanlegg, der i en utførelsesform det eksisterende naturgassbehandlingsanlegget innbefatter en avkjølt fødekjøler, en separator og en stabilisator og den tilpassede enheten omfatter en NGL absorberer, en avkjølt mager oppløsningsmiddelkjøler, og en mager oppløsningsmiddelregenerator; og hvori i en andre utførelsesform det eksisterende enkle avkjølte gassbehandlingsanlegget i tillegg innbefatter et NGL fraksjoneringstog som separerer utvunnet NGL til salgbare fraksjoner og hvori NGL fraksjoneringstoget innbefatter en debutaniserer som produserer all eller deler av det magre oppløsningsmidlet som ble utnyttet i den tilpassede enheten som omfatter en NGL absorberer og en avkjølt oppløsningsmiddelkjøler; og hvori naturgassbehandlingsprosessen utnytter et oppløsningsmiddel som er formettet med letter uønskede komponenter som er tilstede i toppstrømmen av NGL absorbereren.

Description

1

Oppfinnelsen angår et avkjølt naturgassanlegg for utvinning av naturgassvæsker omfattende propan, butaner og naturlig bensin fira en naturgassfødestrøm. Disse produktene blir generelt referert til som naturlige gassvæsker (NGL). Oppfinnelsen angår dessuten en anordning for ettermontering til et eksisterende enkelt avkjølt naturgassanlegg, samt en absorpsjonsfremgangsmåte for utvinning av en ønsket komponent og alle komponenter som er tyngre enn den ønskede komponenten fra en naturgasstrøm.

Den dominerende komponenten av naturgass er metan. Naturgass som blir fremstilt inneholder imidlertid også typisk etan, propan, butaner og naturlig bensin (C5+) komponenter.

Selv om sammensetningene i naturgasser varierer betydelig, er sammensetningen av en typisk søt tørr naturgasstrøm for illustrasjon presentert i tabell 1:

Naturgasstrømmen blir typisk videre prosessert i et anlegg lokalisert nær produksjons-stedet for å utvinne propan, butaner og naturlige bensinkomponenter fordi (1) disse tyngre komponentene vanligvis er verdt mer som råstoff i kjemiske anlegg enn deres ekvivalente drivstoffverdi i naturgass, og (2) for å tilfredsstille rørledningsspesifika-sjonene for å hindre gjentetting av naturgassrørledning på grunn av kondensasjon av tyngre komponenter ved lavere temperaturer som er dominerende i nedgravde rør.

Et vanlig anvendt system for å behandle naturgass blir generelt referert til som den enkle kjøleprosessen. Av tilnærmet 1.000 naturgass behandlingsanlegg som antas å være virk-somme i USA for tiden, anvender ca. 250 den enkle avkjølingsprosessen. I et enkelt kjøleprosessanlegg, strømmer sammenpresset naturgass ved et trykk på 2.413 kPa til 8.274 kPa blir avkjølt i flere kjøletrinn til en temperatur mellom -17,8°C og -45,6°C. Det endelige kjøletrinnet er generelt en avkjølt tilførselskjøler hvori naturgasstrømmen blir avkjølt ved hjelp av et egnet kjølemiddel, slik som atmosfærisk fordampet flytende propan. Andre egnede kjølemidler slik som freon eller propylen kan også bli utnyttet for å oppnå den nødvendige kjøling av naturgassen.

Når naturgasstrømmen blir avkjølt, blir deler av etan, propan, butaner og det meste av de tyngre hydrokarbonene kondensert. I anlegg lokalisert vekk fra NGL rørledningen, blir kondenserte væsker separert fra naturgasstrømmen i en separator og stabilisert ved fjerning av metan og etan for å oppnå Reid damptrykk av det flytende produktet av 1.724 kPa maksimum ved 37,8°C for salg via tankvogner eller jembanetanker. De fjernt lokaliserte anleggene produserer generelt et produkt laget av propan, butaner og Cs+ blanding. Operering av stabilisatorkolonnen i disse fjernende anleggete skjer på en dee-taniseringsmåte hvori etan og lettere komponenter blir fjernet fra toppen og et C3+ produkt blir produsert.

For anlegg som er i nærheten av en NGL rørledning, kan den flytende produktsammen-setningen ("slate") fra det enkle kjøleprosessanlegget i tillegg innbefatte etankomponen-ten. Operering av stabilisatorkolonnen skjer på en demetaniseringsmåte der metan blir fjernet fra toppen fordi et C2+ produkt blir produsert.

Uavhengig av sammensetningen av NGL-produktet, forlater ukondenserte gasser toppen av separatoren og blir transportert til markedet via rørledning og må tilfredsstille hydro-karbonduggspesifikasjonen i den naturlige gassrørledningen.

Selv om enkle kjølebaserte naturgassbehandlingsanlegg er relativt rimelige og enkle å bygge og operere, er de ikke kostnadseffektive fordi de typisk utvinner bare ca. 15% til 30% av etan, bare ca. 30% til 60% av propan og 50% til 80% av metaner som er tilstede i naturgasstilførselsstrømmen. Ca. 70% til 85% av etan, 40% til 70% av propan og 20% til 50% av butaner i naturgasstrømmen forblir derfor igjen i naturgassen og tilveiebring-er bare oppvarmingsverdi tilbake til naturgassprodusenten. Prisen for propan og butaner er for det meste betydelig høyere enn deres varmeverdi i drivstoffgass. Naturgassprodu-sentene vil således foretrekke å øke utvinning av propan og butaner fra naturgasstilfør-selsstrømmen ved fortsatt anvendelse av sine enkle kjølegassbehandlings-anlegg. Den lave utvinning av propan eller propan og butan i enkle kjøleanlegg reduserer betydelig produsentens fortjenestemargin.

Noen ganger er prisen på etan høyere enn varmeverdien i naturgass. I tider når prisen på etan er høyere enn dens varmeverdi i drivstoffgass og dersom anleggete er knyttet til en NGL-rørledning, vil produsentene ha fordel av å øke utvinning av etan.

I konvensjonelle mager oljeabsorpsjonsprosesser utformet for utvinning av propan og tyngre naturgassvæsker, vil innløpsnaturgass etter kryssveksling med restgass og avkjø-ling i en propankjøle entre absorpsjonstårnet nær bunnen der den motstrøms kommer i berøring med avkjølt mager olje over masseoverføringsoverflaten. Den anrikede oljen fra bunnen av absorbereren blir enten (1) trykkavlastet til et lavere trykk for å separere overskudd av lettere komponenter slik som metan og etan eller (2) pumpet, oppvarmet og trykkavlastet for å separere overskudd av lettere komponenter. I begge tilfeller blir separerte gasser resirkulert til innløpsgasskryssveksler. Når molekylvekten av de magre oljene er i 90 til 110 området, blir absorbererne typisk utstyrt med et svampoljesystem for å minimalisere tap av mager olje.

Den fortrykkavlastede rike oljen entrer nær toppen av lavtrykkanriket olje demetaniserer (ROD tårnet) der gjenværende etan og noe propan blir fjernet nær bunnen for å tilfredsstille etaninnholdsspesifikasjonen av propan pluss naturlige gassvæskeprodukter. I de fleste anlegg blir toppstrømmen fra deetaniseirngsanriket olje, inneholdende ca. 60 mol-% etan og ca. 30 mol-% propan, anvendt til å formerte den magre oljen. En del av denne avkjølte, formettede magre oljen blir returnert til toppen av deetanisereren med anriket olje og gjenværende magre olje ble returnert til toppen av absorberkolonnen, under svampoljeseksjonen når den benyttes. Separerte etan- og propangasser fra formettings-separatoren blir sammenpresset og strømmer direkte til restgassrørledningen. Anriket olje fra bunnen av ROD blir videre fraksjoner ved et lavere trykk for å separere natur-gassvæsken som et topprodukt fra den magre oljen som et bunnvæskeprodukt. Regene-rert mager olje blir pumpet og formettet med toppgasser fra ROD.

Når målet med den magre oljeabsorpsjonsprosessen er å utvinne etan som en del av na-turgassvæskeproduktet, opererer ROD som en demetaniserer for anriket olje og toppen fra ROD omfatter ca. 50% metan og 40% etan.

Av foregående årsaker er det et behov for en fleksibel og kostnadseffektiv anlegg som kan på hensiktsmessig måte bli ettermontert på en eksisterende enkel kjølenaturgass-behandlingsanlegg som vil øke utvinning av propan og butaner, og skille etan, propan og butaner fra naturgass.

I et første aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse således et avkjølt naturgassanlegg for utvinning av naturgassvæsker omfattende propan, butaner og naturlig bensin fra en naturgassfødestrøm, kjennetegnet ved at anlegget omfatter: a) en tilførselskjøler for avkjøling av naturgassfødestrømmen til under -17,8 °C; b) en separator operativt koblet for å motta avkjølt naturgasstrømmen i separatoren for tilvirkning av en separatortoppgasstrøm og en separatorvæskebunn-strøm; c) en NGL-absorberer operativt koblet for å motta separatortoppgasstrømmen for berøring med en avkjølt mager løsningsmiddelstrøm, for tilvirkning av en NGL-absorberertoppgasstrøm og en NGL-absorberervæske-bunnstrøm bestående av magert løsningsmiddel, propan, butaner og naturlige bensinkomponenter; d) en stabilisator for fraksjonering av separatorbunnstrøm i en stabilisatortopp-gasstrøm som er egnet for en naturgassrørledning, og en stabilisatorvæske-bunnstrøm som består av propan, butaner og naturlig bensin; e) én eller flere innretninger for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm valgt fra gruppen bestående av: 1) en oppløsningsregenerator for fraksjonering av NGL-absorberervæske-bunnstrømmen i en løsningsmiddelregeneratortoppstrøm og en løsnings-middelregeneratorbunnstrøm som den magre løsningsmiddelstrømmen omfattende naturlige bensinkomponenter; og/eller 2) en kjede av destillasjonstårn som omfatter en debutaniserer operativt koblet for å motta en stabilisatorvæskebunnstrøm, for tilvirkning av en debutanisererbunnstrøm som den magre løsningsmiddelstrømmen omfattende pentaner og tyngre (Cs +) alkaner; f) en formetter for formetting av enten den magre løsningsmiddelstrømmen eller den magre løsningsmiddelstrømmen med NGL-absorberertoppgassstrømmen,

idet formetteren er operativt koblet for å motta alt eller en del av den magre løsningsmiddelstrømmen eller den magre løsningsmiddelstrømmen og motta alt eller en del av NGL-absorberertoppgassstrømmen; og

g) en løsningsmiddelkjøler for avkjøling av den formettede magre løsningsmid-delstrømmen til under -17,8 °C, idet løsningsmiddelavkjøleren er operativt koblet for å motta den formettede magre løsningsmiddelstrømmen og transportere den avkjølte magre løsningsmiddelstrømmen til NGL-absorbereren.

Den foreliggende oppfinnelse gjelder videre i samsvar med et andre aspekt en anordning for ettermontering til et eksisterende enkelt avkjølt naturgassanlegg, idet det eksisterende enkle avkjølte naturgassanlegget utvinner naturgassvæsker som omfatter propan, butaner og naturlig bensin fra en naturgasstilførselsstrøm, og idet eksisterende enkle avkjølte naturgassanlegg består av en tilførselskjøler, en separator, en stabilisator og valgfritt en fraksjoneirngskjede av destillasjonstårn som innbefatter en debutaniserer, kjennetegnet ved at den ettermonterte anlegget omfatter: a) en NGL-absorberer tilpassbar til å motta separatortoppgasstrømmen for berøring med en avkjølt mager løsningsmiddelstrøm, for å tilvirke en NGL-absorberertoppgasstrøm

og en NGL-absorberervæskebunnstrøm omfattende magert løsningsmiddel, propan,

butaner og naturlige besinkomponenter;

b) en formerter for formetting av en magre løsningsmiddelstrøm med NGL-absorberer-toppgassstrømmen, idet formetteren er operativt koblet for å motta alt eller en del de-butanisererbunnstrømmen som den magre løsningsmiddelstrømmen og motta alt eller

en del av NGL-absorberertoppgassstrømmen; og

c) en løsningsmiddelkjøler tilpassbar for avkjøling av den magre oppløsningsmiddel-strømmen til under -17,8 °C, idet løsningsmiddelavkjøleren er operativt koblet for å

motta den formettede magre løsningsmiddelstrømmen og transportere den avkjølte magre oppløsningsmiddelstrømmen til NGL-absorbereren, og dersom det eksisterende enkle anlegget ikke oppviser en fraksjoneirngskjede eller dersom det eksisterende enkle anlegget oppviser en fraksjoneringskjede som er utilstrekkelig for å tilvirke

magert løsningsmiddel ved raten som kreves av anordningen,

d) en løsningsmiddelregenerator tilpassbar for fraksjonering av NGL-absorberervæske-bunnstrømmen i en løsningsmiddelregeneratortoppstrøm og en løsningsmiddelrege-neratorvæskebunnstrøm omfattende naturlige bensinkomponenter,

og at når det eksisterende naturgassanlegget innbefatter en fraksjoneringskjede av destillasjonstårn omfatter valgfritt ettermonteirngsenheten en formerter for formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen.

I et tredje og siste aspekt gjelder den foreliggende oppfinnelse en absorpsjonsfremgangsmåte for utvinning av en ønsket komponent og alle komponenter som er tyngre enn den ønskede komponenten fra en naturgasstrøm, idet gasstrømmen settes i mot-strøms berøring i en absorbererkolonne med en mager løsningsmiddelstrøm omfattende de tyngste komponentene som er tilstede i fødegasstrømmen, kjennetegnet ved at det magre løsningsmiddelet formettes med lettere uønskede komponenter av fødegasstrøm-men skaffet fra toppstrømmen i absorbererkolonnen, og at den ønskede komponenten utgjøres av propan og den uønskede av etan, eller alternativt utgjøres den ønskede komponenten av etan og den uønskede av metan.

Prosessanlegget kan være ettermontert på et eksisterende enkelt kjølenaturgassbehand-lingsanlegg for å øke utvinning av propan, butan og naturlige bensinkomponenter og eventuelt etan fra naturgass. Enkle naturgassanlegg for avkjølt naturgass innbefatter en kjede av kjølevarmevekslere, som avkjøler innkommende naturgasstrøm (sammenpresset fra ca. 2.413 kPa til ca. 8.274 kPa), en separator og en stabilisator. Siste kjølevarme-veksler i kjeden er typisk en avkjølt tilførselskjølevarmeveksler som anvender et kjøle-middel for å redusere utløpstemperaturen av naturgasstrømmen til under ca. -17,8°C til - 45,6°C fortrinnsvis fra -26,1°C til -37,2°C og mest å foretrekke fra ca. -28,9°C til ca. 34,4°C. Disse temperaturområdene blir valgt ved balansering av behov for å minimalisere kapitalinvestering gjennom enklere metallurgi som karbonstål i stedet for rustfritt stål og for å maksimalisere utvinning av naturgassvæske. Ved at naturgasstrømmen ble av-kjølt, kondenserer naturgassvæsker (NGL). NGL innbefatter propan, butaner og naturlige bensinkomponenter (C5+ alkaner).

Kondensert NGL som blir separert fra naturgasstrømmen inneholder metan og etan som øker dens flyktighet og som kan forebygge transport med vanlige transportører. NGL bli fraksjoner i en stabilisator for å redusere metan eller metan og etaninnhold av NGL. Stabilisatoren kan bli operert som en deetaniserer hvori både etan og metan blir destillert på toppen av NGL eller som en demetaniserer hvori metan alene er destillert fra toppen av NGL. Stabilisatortoppgasstrømmen blir kombinert med naturlig gass produsert av anlegg for salg til naturgassrørledning og stabilisatorbunnstrømmen er NGL.

Avhengig av operasjonsmåte for stabilisatoren, kan stabilisatorbunnstrømmen bli solgt som NGL omfattende blandet C2+ alkaner og blandet C3 + alkaner. Noen gassbehandlingsanlegg innbefatter en kjede av fraksjoneringsdestillasjonståm som separerer NGL i to eller flere av dens komponentrfaksjoner ved konvensjonell og velkjent destillasjons-prosedyre. Destillasjonskjeden kan innbefatte et depropaniseringstårn som produserer en propan og en butan produktstrøm og innbefatter vanligvis ikke et debutaniseringstårn som produserer en C5+ bunnstrøm som er det rene absorpsjonsoppløsningsmiddelet som blir anvendt i NGL-absorbereren til det ettermonterte anlegget fra oppfinnelsen.

Det er således to foretrukne utførelsesformer av det nye tilpassbare anlegget i foreliggende oppfinnelse: (1) For naturgassanlegg som ikke har en NGI^fraksjonseringskjede, innbefatter det ettermonterte anlegget en NGL-absorberer, en oppløsningsmidlere rege-nerator for å produsere rent løsningsmiddel og en avkjølt oppløsningskjøler; og (2) for naturgassanlegg som har en NGL-fraksjonseringskjede som innbefatter en debutaniserer som produserer en C5+ bunnstrøm som er benyttet som absorpsjonsoppløsningsmiddel for den magre oljen, innbefatter den ettermonterte anlegget en NGL-absorberer og en oppløsningskjøler; en oppløsningsregenerator er ikke nødvendig. En tredje utførelses-form av oppfinnelsen kan tenkes hvori det ettermonterte anlegget innbefatter en oppløs-ningsregenerator for å produsere ytterligere magert oppløsningsmiddel selv om eksisterende naturgassanlegg innbefatter en debutaniserer, slik som når eksisterende debutaniserer er underdimensjonert.

I NGL-absorbereren kommer ukondensert gasstrøm fra separatoren i berøring med magert løsningsmiddel som er blitt avkjølt til en temperatur under -17,8°C til ca. 45}6°C, fortrinnsvis fra -23,3°C til -40°C, mer å foretrekke fra -26,1°C til ca. -37,2°C og mest å foretrekke fra -28,9°C til -34,4°C, for å produsere en toppnaturgasstrøm som tilfredsstil-ler naturgassrørledningsoppvarmingsverdien og tungvæskespesifikasjonene og er derfor egnet for salg til en rørledning. Disse temperaturområder blir forsiktig valgt ved å be-trakte kostnadene ved metallurgiutstyr og behov for å minimalisere løsningsmiddeltap.

NGL-absorbererbunnstrømmen, omfattet av magert løsningsmiddel pluss NGL absorbert av magert løsningsmiddel i absorberer, blir transportert til løsningsregenerator som produserer en oppløsningsregeneratorbunnstrøm omfattet av C5+ komponenter fra na-turgasstilførselstrømmen. Oppløsningsregeneratorbunnstrømmen blir pumpet tilbake til NGL-absorbereren som magert løsningsmiddel. Det skal bemerkes at magert løsnings-middel blir generert internt i prosessen fra NGL-komponenter i naturlig gassfødestrøm; ikke noe eksternt løsningsmiddel er nødvendig.

NGL-absorbereren kan eller kan ikke ha et bunnoppsamlingskar som skaffer tilveie splitting av gass som blir injisert i bunnen av NGL-absorbereren. Når et bunnoppsamlingskar er tilveiebrakt, blir bunnseksjonen av NGL-absorbereren operert som en splitteseksjon. Dersom etan i naturgasstilførselsstrømmen skal selges i NGL-produkt-strømmen og etan skal forbli i NGL, blir stabilisatoren i eksisterende gassbehandlingsanlegg operert som demetaniserer. Strippeseksjonen i NGL-absorbereren blir operert for å redusere metaninnhold av NGL-absorbererbunnstrømmen tilstrekkelig slik at NGL-strømmen som blir produsert på toppen fra oppløsningsregeneratoren kan bli solgt uten ytterligere prosessering for å redusere dens metaninnhold. Dersom etan i naturgassføde-strømmen skal bli inkludert i naturgassproduktstrømmen og ikke i NGL, blir stabilisatoren i eksisterende gassbehandlingsanlegg opererert som en deetaniserer og NLG-absorberersplitteseksjonen blir operert for å redusere etankonsentrasjon i absorberer-bunnstrømmen slik at toppstrømmen produsert ved oppløsningsgeneratoren inneholder lite etan.

Det er mulig at operasjonstrykket i oppsamlingskaret av NGL-absorbereren kan nærme seg det kritiske trykket av systemet, for dermed å indusere ustabil operasjon. I dette tilfellet er det fordelaktig å anvende en dobbelttrykk NGL-absorberer hvori absorpsjonsseksjonen opererer ved høyere trykk enn splitteseksjonen og dampet fra strippeseksjonen blir presset sammen i absorpsjonsseksjonen ved å anvende en kompressor.

Stabilisatoren kan omfatte en toppkondensator som produserer omløp som blir pumpet tilbake i toppen av tårnet. Med omløp kan stabilisatortoppgasstrømmen tilfredsstille naturgassrørledningsspesifikasjonen uten ytterligere prosessering. Dersom stabilisatoren ikke har en toppkondensator, inneholder stabilisatortoppgasstrømmen NGL. Stabilisa-tortoppstrømmen kan eventuelt bli transportert til en NGL-absorberer for å utvinne dens innholdte NGL. Dersom trykk i stabilisatoren er mindre enn trykket i NGL-absorbereren, må stabilisatortoppgasstrømmen bli presset sammen med en kompressor.

I en foretrukket mulighet som kan anvendes på begge utførelsesformene av oppfinnelsen, blir den magre oppløsningsstrømmen fra oppløsningsregeneratoren formettet med lettere uønskede komponenter, slik som metan, ved å bringe den i berøring med hele eller deler av NGL-absoberertoppgasstrømmen oppstrøms for oppløsningskjøleren. Dette formerter den magre løsningsmiddelstrømmen med lettere komponenter av tilførsels-gasstrømmen, f.eks. metan og etan. Fordelen med formetting er at varme fra absorpsjon frigjort når metan og etan oppløses i løsningsmiddel blir frigjort i NGL-absorberertopp-systemet heller enn i NGL-absorbereren og blir fjernet med oppløsningskjøleren i stedet for å heve temperaturen i NGL-absorbereren, for dermed å forbedre NGL-absorpsjons-effekten.

Den ettermonterte anlegget fra oppfinnelsen når den er riktig integrert i et eksisterende enkelt kjølenaturgassbehandlingsanlegg øker mengden av propan, butaner og eventuelt etan som blir utvunnet fra tilførselsnaturgasstrømmen ved en kostnad som er konkurran-sedyktige med den tilførte verdien av NGL-produkter over deres drivstoffVerdi i naturgass. Den ettermonterte anlegget tilpasses fleksibelt til variasjoner i hastighet og sam-mensetning av naturgasstilføreelsstrømmen og kan raskt bli endret til enten å utvinne etan i naturgasstrømmen eller i en NGL-produktstrøm.

En dypere forståelse av disse og andre trekk, aspekter og fordeler ved foreliggende oppfinnelse kan bli oppnådd fra følgende beskrivelse, etterfølgende krav og tegninger. Fig. 1 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som ikke har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator med en toppomløpskondensator. Fig. 2 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som ikke har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator med en toppomløpskondensator, og innbefatter formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen. Fig. 3 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som ikke har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator uten en toppomløpskondensator. Fig. 4 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som ikke har noen NGL-fraksjonering, og som har en stabilisator uten en toppomløpskondensator, og som innbefatter formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen. Fig. 5 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator med en toppomløpskondensator. Fig. 6 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator med en toppomløpskondensator, og som innbefatter formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen. Fig. 7 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator uten en toppomløpskondensator. Fig. 8 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan foreliggende oppfinnelse blir anvendt på et forenklet kjølenaturgassbehandlingsanlegg som har en NGL-fraksjoneringskjede, og som har en stabilisator uten en toppomløpskondensator, og som innbefatter formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen.

Av forenklingsårsaker er pumper, varmevekslere, kontrollventiler, kontrollsystemer og hjelpeutstyr komponent er nødvendig for praktisk og sikker operasjon av anlegget, men som ikke er nødvendig for å forklare oppfinnelsen med hensikt ikke tatt med i figurene. Disse utelatelsene begrenser ikke rekkevidden av oppfinnelsen.

Naturgass inneholder typisk nitrogen, hydrogensulfid og andre sulfidforbindelser, karbondioksid og vann. Forut for prosessering av naturgass for å utvinne NGL, blir gass-strømmen vanligvis behandlet i et gassøtningsanlegg for å fjerne sulfider, karbondioksid og tørket for å fjerne vann ved å anvende konvensjonelle og velkjente prosesser for å produsere en "søt tørr" naturgasstrøm. I de mest enkle kjøleanleggene, blir etylenglykol injisert i naturgasstrømmen forut for avkjøling av gassen. I slike anlegger blir gass og etylenglykol samtidig avkjølt i vekslerne. Etylenglykolvannblanding blir fjernet i en trefaseseparator, som også tjener som NGL-separatoren fra ukondenserte gasser. Selv om dette trinnet ikke er vist i fig. 1 til 8, er det underforstått at disse trinnene er innbe-fattet når naturgasstilførselen ikke er dehydratisert forut for avkjøling med andre tilgjengelige prosesser.

Naturgasstilførselsstrømmen som går til et enkelt kjøleanlegg for utvinning av NGL må bli tørket til et duggpunkt under ca. -45,6°C for å unngå dannelse av hydrater ved de lave temperaturene som møtes i kjøleanlegget. Sulfid og karbondioksidfjerning er valgfri siden de ikke interfererer med NGL utvinning. Produktstrømmen fra enkle kjølena-turgassbehandlingsanlegg kan bli behandlet for å fjerne sulfider og karbondioksid. Na-turgasstilførselen til et enkelt kjøleanlegg ble presset sammen til et trykk fra ca. 2.413 kPa til ca. 8.294 kPa fordi typiske naturgassrørledninger opererer i dette trykkområdet. Kompressoren (ikke vist) som ble anvendt er typisk en gassmotordrevet mangetrinnsre-siprokerende kompressor med mellomtrinnskjøling og væskeseparasjon. Sammenpressing av fødegassen kan være på stedet eller inkorporert som en del av samlingssystemet.

Den sammenpressede naturgasstrømmen ble avkjølt til en temperatur mellom ca. -17,8°C til ca. -45,6°C, fortrinnsvis fra ca. -23,3°C til ca. -40°C, mer å foretrekke fra ca. -26,1°C til ca. -37,2°, og mest å foretrekke fra ca. -28,9°C til ca. -34,4°C i flere grade-trinn. Tilførselskjølekjeden består typisk av to til tre skall og rørvarmevekslere i serie og hvori typisk kjølevann eller luftkjølere blir anvendt i blyvekslere, og kryssvarmeveks-lingsintegrasjon med internprosess og produktstrømmer i mellomliggende kjølere for å forbedre energiutnyttelseseffekt. Det endelige kjøletrinnet er alltid en kjøletilførsels-gasskjøler hvori naturlig gasstrøm blir avkjølt med varmeveksler mot et egnet kjølemid-del slik som lavtrykksfordampet flytende propan.

Fig. 1 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan den ettermonterte anlegget fra foreliggende oppfinnelse ble anvendt og tilpasset et eksisterende forenklet avkjølt naturgassbehandlingsanlegg. Det eksisterende forenklede avkjølte naturgassbehandlingsanlegget er omfattet av en avkjølt tilførselskjøler 102, en separator 106 og en stabilisator 112.1 denne utformingen må det eksisterende forenklede naturgassforhandlings-anlegget ikke ha en NGL-fraksjoneringskjede, og stabilisatoren har en stabilisator toppkondensator 114. Denne utførelsesformen av det ettermonterte anlegget fra oppfinnelsen er omfattet av en NGL-absorberer 124, en løsningsmiddelregenerator 132 og en avkjølt løsningsmiddelkjøler 150. Den ettermonterte anlegget fra foreliggende oppfinnelse er inneholdt i kappen som er vist på tegningen. Innkoplinger til eksisterende enkle avkjølte gassbehandlingsanlegg er også angitt på tegningen. Naturgassfødestrømmen 100 blir avkjølt til -17,8°C og -45,6°C, fortrinnsvis fra ca. -23,3°C til ca. -40°C, mer å foretrekke fra ca. -26,1°C til ca. -37,2°C, og mest å foretrekke fra ca. -28,9°C til ca. -34,4°C, i en avkjølt tilførselskjøler 102 og den avkjølte strømmen 104 blir transportert til separatoren 106. Separatoren 106 fjerner NGL som har kondensert ut av naturgass-strømmen når den ble avkjølt. NGL-kondensator forlater separatoren 106 som separa-torbunnstrøm 110. Separatorbunnstrøm 110 blir transportert til stabilisator 112.1 et eksisterende enkelt avkjølingsgassbehandlingsanlegg, blir separatortoppgasstrømmen 108 transportert til føderestgasskryssveksling og forlater behandlingsanlegget for salg til gassrørledningen. Som imidlertid vist via kopling nr. 1, blir toppgasstrøm 108 transportert til NGL-absorberer 124. NGL-absorbereren 124 innbefatter en absorpsjonsseksjon 154 og kan eventuelt innbefatte en splitteseksjon 156 med en bunnfordamper 128 som produserer en splittet gass 158 som blir injisert i bunnen av splitteseksjonen 156. For en NGL-absorberer 124 med en splitteseksjon 156 blir separatortoppgasstrømmen 108 tilført i en side av tårnet mellom bunnen av absorpsjonsseksjonen 154 og toppen av splitteseksjonen 156 og strømmer opp i tårnet. En strøm av magert løsningsmiddel 152 som har blitt avkjølt til fra ca -7,8°C til -45,6°C, fortrinnsvis fra ca. -23,3°C til ca. -40°C, mer å foretrekke fra ca. -26,1°C til ca. -37,2°C, og mest å foretrekke fra ca. -28,9°C til ca. -34,4°C, i en avkjølt løsningsmiddelkjøler 150 blir tilført i toppen av absorpsjonsseksjon 154 av NGL-absor-

bereren 124 og strømmer ned tårnet motstrøms og i berøring med en fødegasstrøm 108. Avkjølt løsningsmiddelkjøler 150 er typisk en skall- eller rørvarmeveksler som blir av-kjølt med et egnet kjølemiddel slik som fordampet lavtrykkflytende propan. NGL-absorbereren 124 er pakket med raschigringer eller andre kommersielt tilgjengelige masse-overføringsbedringspakninger eller inneholder brett slik som siktebrett som induserer væske/gassmasseoverføring. Det magre oppløsningsmiddelet absorberer NGL fra natur-gasstrømmen under motstrømsberøring mellom de to strømmene for å produsere en NGL-absorberertoppstrøm 126 som er egnet for salg til en naturgassrørledning. Før den forlater den ettermonterte anlegget, blir strøm 126 gjennom kopling nr. 2 oppvarmet med varmeveksler med prosesstrømmer slik som tilførselskjølere.

Løsemiddelstrømmen flyter fra absorpsjonseksjonen ned i toppen av splitteseksjonen 156.1 splitteseksjonen kommer den fallende løsningsmiddelstrømmen i berøring mot-strøms med stigende splittegass produsert av fordamper 128 som splitter resterende metan eller metan og etan ut av oppløsningsmiddelet.

NGL-absorbererbunnstrøm 130 som er omfattet av magert løsningsmiddel, og NGL som blir absorbert av det magre oppløsningsmiddelet fra separatortoppstrøm 108 i NGL-absorberer 124, blir transportert til oppløsningsregenerator 132. Løsningsmiddelregenerator 132 er et konvensjonelt destillasjonståm, fylt med pakning eller med destillasjonsbrett som fraksjonerer NGL-absorbererbunnstrømmen 130 i en løsningsmiddelregenerator-toppstrøm 140 og en flytende løsningsmiddelregeneratorbunnstrøm 148 som er omfattet av Cs+ alkaner fra naturgasstiløfrselsstrøm 100. Oppløsningsregeneratorbunnstrøm 148 blir transportert gjennom avkjølt oppløsningsmiddelkjøler 150 til NGL-absorbereren

124 som mager løsningsmiddelstrøm 152. Legg merke til at det magre oppløsningsmid-delet hovedsakelig består av NGL-komponenter fra naturgasstilførselsstrøm 100; et eksternt magert løsningsmiddel er ikke nødvendig i fremgangsmåten i oppfinnelsen. Løs-ningsmiddelregenerator 132 er utstyrt med en omløpskondensator 134 og en omløpsak-kumulator 136 for å opprettholde det magre oppløsningsmiddelet. Løsningsmiddelrege-neratorkolonnen blir fordampet med fordamper 138. Oppløsningsregneratortoppstrøm 140 kan eventuelt være en total damp, delvis damp eller totalt flytende strøm.

Når NGL-absorbereren 124 ikke er utstyrt med en eventuell fordamper 128, blir løs-ningsmiddelregeneratortoppstrømmen 140, omfattet av NGL pluss metan og etan, transportert til stabilisator 112. Separatorbunnstrømmen 110 blir også transportert til stabilisatoren 112. Stabilisatoren 112 er et konvensjonelt destillasjonståm som omfatter en fordampersplitteseksjon og en rektifiseringsseksjon med stabilisert toppkondensator som produserer omløp som blir injisert i toppen av rektifiseringsseksjon av stabilisatoren. Stabilisatoromløpskondensatoren kan være en partiell kondensator som vist i fig. 1 eller en total kondensator. Et kondensat blir opprettholdt for omløp i akkumulatoren 116. Stabilisatoren 112 fraksjonerer separatorbunnstrømmen 110 og løsningsmiddelre-generatortoppstrømmen 142 for å produsere stabilisatotroppstrømmen 118 som er egnet for naturgassrørledning, en stabilisatorbunnstrøm 122 som er NGL-produktstrømmen. Stabilisatoren blir fordampet med fordamper 120. Stabilisatortoppstrøm 118 kan bli kombinert med strøm 126 gjennom kopling nr. 2 for videre varmeveksling for å redusere energiforbruk via termisk integrering.

NGL-absorberer 124 med en splitteseksjon 156 kan splitte NGL-absorbererbunnstrøm tilstrekkelig fri for metan eller metan og etan, avhengig av om enten etan skal bli utnyttet i NGL eller naturgass, slik at tøsningsmiddelgeneratortoppstrøm 140 kan bli transportert direkte til stabilisatorbunnstrøm via ledning 144 gjennom den angitte kopling nr. 3 som en del av NGL-produkt 146 i stedet for stabilisator 112. Med NGL-absorberer uten en splitteseksjon må løsningsmiddelregeneratortoppstrømmen bli transportert til stabilisator 112. Fig. 2 innbefatter fasiliteter for formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen med metan og etan før strømmen blir avkjølt og tilført i toppen av NGL-absorbereren. NGL-absorbereren 124 omfatter en løsningsmiddelformetterkjøler 160 og en formetterseparatortrommel 162. Alle deler av NGL-absorberer toppstrøm 126 kommer i berøring med løsningsmiddelregneratorbunnstrøm 148 oppstrøms for oppløsningsformetterkjøler 160. Forbehold gjøres for at de to strømmene effektivt kommer i berøring med de to strøm-mene. Den blandede strømmen 164 blir transportert gjennom avkjølt formetterkjøler 160 som strøm 166 til formetterseparatortrommel 162 og deretter til toppen av NGL-absorberere 124 som strøm 168. Toppstrøm 160 fra formetterseparatortrommel 162 er egnet for naturgassrørledning og blir hensiktsmessig blandet med strøm 118 fra stabilisator 112 for å danne salgbar gasstrøm 172 etter veksling av dens kjøleverdi med pro-sesstrømmer i de ettermonterte anleggene. Fig. 3 viser hvordan anlegget fra foreliggende oppfinnelse blir ettermontert på et eksisterende forenklet avkjølt naturgassanlegg som innbefatter en stabilisator som ikke har en toppomløpskondensator 114.1 denne utførelsesformen blir stabilisatortoppgass-strømmen 174 transportert til bunnen av NGL-absorbererseksjon 154. En kompressor 176 kan være nødvendig for å pumpe strøm 174 inn i NGL-absorberer 124 som strøm 178 dersom trykk i stabilisator 112 er mindre enn trykket i NGL-absorberer 124. Der-

som NGL-absorberer 124 har en splitteseksjon 156, kan løsningsmiddelregeneratortopp-strøm 140 koples direkte til stabilisatorbunnstrøm 122 gjennom tilkopling nr. 3 via ledning 144 som NGL-produkt 146; dersom NGL-absorberer ikke har noe splitteseksjon, må løsningsmiddelregeneratortoppstrøm 140 bli transportert gjennom ledning 142 til stabilisator 112.1 denne utførelsesformen forlater all salgsgass fra toppen av NGL-absorberer som strøm 126 gjennom kopling nr. 2 for varmeutveksling med prosess-strømmene.

Fig. 4 innbefatter et formettingssystem for det magre oppløsningsmiddelet som er diskutert i forbindelse med fig. 2 med prosessen i fig. 3. Hele gassen for salg i denne utførel-sesformen kommer fra toppen av formetterseparatortrommel 162 som strøm 170, som veksler varme med prosesstrømmene i anlegget.

Siden i de fleste eksisterende enkle avkjølte naturgassbehandlingsanleggstrøm 108 og 174 blir kombinert og vekselvarme med prosesstrømmer slik som tilførselsgasstrøm 100, tilkopling nr. 1 og 4 av utførelsesformene i oppfinnelsen i fig. 3 og 4, kan bli hensiktsmessig kombinert til en enkel tilkopling og tilført NGL-absorberer 124 som strøm 108 og dermed ikke kreve den eventuelle kompressor 176 og dens forbundne strøm 178.

Fig. 5 er et forenklet prosessflytdiagram som viser hvordan den ettermonterte anlegget fra oppfinnelsen ble anvendt og tilpasset et eksisterende forenklet, avkjølt naturgassbehandlingsanlegg som er omfattet av en avkjølt tilførselskjøler 102, en separator 106 og en stabilisator 112.1 denne utformingen trenger det eksisterende forenklede naturgassbehandlingsanlegget ikke å ha en NGL-fraksjoneringskjede som omfatter en debutaniserer, og stabilisatoren har en stabiliserende og toppkondensator 114. Denne utførelses-formen av det tilpassbare anlegget fra foreliggende oppfinnelse er omfattet av en NGL-absorberer 124 og en avkjølt løsningsmiddelkjøler 150. Den ettermonterte anlegget i foreliggende oppfinnelse befinner seg i kappen som er vist på tegningen. Tilkoplinger til eksisterende enkle avkjølte gassbehandlingsanlegg er også vist på tegningen. Naturgass-fødestrømmen 100 blir avkjølt til mellom ca. -17,8°C og -45,6°C, fortrinnsvis fra ca.

-23,3°C til ca. -40°C, mest å foretrekke fra ca. -26,1 til ca. -37,2, mest å foretrekke fra ca. -28,9°C til ca. -34,4°C, i den avkjølte tilførselskjøler 102 og den avkjølte strømmen 104 blir transportert til separator 106. Separator 106 fjerner NGL som har kondensert ut av naturgasstrømmen når den ble avkjølt. NGL kondensatet forlater separator 106 som separatorbunnstrøm 110. Separatorbunnstrøm 110 blir transportert til stabilisator 112.1 et eksisterende enkelt avkjølingsgassbehandlingsanlegg, blir separatortoppstrømmen 108 transportert til føderestgasskryssveksler og forlater behandlingsanlegget til salg i

gassrørledning. Som vist via tilkopling nr. 1, blir toppgasstrøm 108 transportert til NGL-absorbereren 124.

NGL-absorbereren 124 innbefatter en absorpsjonsseksjon 154 og kan eventuelt innbefatte en splitteseksjon 156 med en bunnfordamper 128 som produserer splittegass 158 som injisert inn i bunnen av splitteseksjonen 156. For en NGL-absorberer 124 med splitteseksjon 156 blir separatortoppgasstrøm 108 tilført i en side av tårnet mellom bunn og absorpsjonsseksjon 154 og toppen av splitteseksjonen 156 og strømmer oppover i tårnet. En strøm av magert løsningsmiddel 152 som har blitt avkjølt til fra ca. -17,8°C til ca. -45,6°C, fortrinnsvis fra ca. -23,2°C til ca. -40°C, mer å foretrekke fra ca. -26,1°C til ca. 37,2°C og mest å foretrekke fra ca. 28,9°C til ca. 34,4°C, blir i den avkjølte løsnings-middelkjøler 150 tilført i toppen av absorpsjonsseksjonen 154 av NGL-absorbereren 124 og strømmer ned tårnet motstrøms og kommer i berøring med fødegasstrømmen 108. En avkjølt oppløsningskjøler 150 er typisk en skall- eller rørvarmeveksler som blir avkjølt med et egnet kjølemiddel slik som fordampet lavtrykksflytende propan. NGL-absorbereren 124 blir pakket med raschigringer eller andre kommersielt tilgjengelige masse-overføringsforbedringspakninger eller brett slik som siktbrett som induserer væke/gass-masseoverføring. Det magre oppløsningsmiddelet absorberer NGL fra naturgasstrøm-men under motstrømsberøring mellom de to strømmene for å produsere en NGL-absor-berertoppstrøm 126 som er egnet for salg til en naturgassrørledning.

Løsningsmiddelstrømmen flyter fra absorpsjonsseksjonen ned i toppen av splitteseksjonen 156.1 splitteseksjonen blir den fallende løsningsmiddelstrømmen brakt i berøring motstrøms med en stigende splittegass produsert av fordamper 128 som splitter resterende metan eller metan og etan ut av oppløsningsmiddelet.

NGL-absorbererbunnstrømmen 130 som er omfattet av magert løsningsmiddel, og NGL som ble absorbert av magert løsningsmiddel fra separatortoppstrøm 108 i NGL-absorbereren 124, blir transportert til stabilisatoren 112.

Et annet trekk som ikke er vist angår en eventuell fordamper 128 som er tilveiebrakt for NGL-absorbereren 124; NGL-absorbererbunnstrømmen 130 kan direkte flyte til fraksjone-irngskjede som omfatter en debutaniserer 180.

Stabilisatoren 112 er et konvensjonelt destillasjonståm som omfatter en fordampet strippeseksjon og en rektifisert seksjon med en toppkondensator som produserer omløp som injisert i toppen av rektifiseirngsseksjon på stabilisatoren. Stabilisatortoppkonden-satoren 114 genererer omløp som blir separert i akkumulatoren 116 for å returnere til toppen av stabilisatoren 112. Stabilisatoren 112 fraksjonerer separatorbunnstrømmen 110 og absorbererbunnstrømmen 130 via kopling nr. 3 for å danne strømmen 190 for å produsere stabilisatortoppstrømmen 118 som er egnet for naturlig gassrørledning, og stabilisatorbunnstrømmen 122, omfattet av NGL-komponenter som blir transportert til fraksjoneirngskjeden 180 omfatter en debutaniserer. Stabilisatoren blir fordampet med en fordamper 120. Topp strømmen 118 kan bli kombinert med absorberertoppstrømmen 126 gjennom kopling nr. 2 for å danne en strøm 172 for videre varmeveksling med pro-sesstrømmer forut for entring av gassrørledning for salg.

NGL-absorbereren 124 med en splitteseksjon 156 kan splitte en NGL-absorbererbunn-strøm tilstrekkelig fri for metan eller metan og etan, avhengig av om etan blir solgt i naturgass eller i NGL-produkt, for å redusere deres innhold i fødestrøm 190 som er frak-sjonert med stabilisator 112 for å redusere splitteevne som er påført stabilisator 112.

Stabilisatorbunnen 122, omfattet av NGL-komponenter blir separert i flere produktfrak-sjoner med eksisterende fraksjoneringskjede 180 som omfatter minst en debutanise-ringskolonne som produserer en C5 + NGL-bunnstrøm 182. En del av denne C5 + NGL-debutaniseringsbunnstrømmen 184 blir pumpet gjennom avkjølt oppløsningsmiddel-kjøler 150 til NGL-absorbereren 124 som det magre oppløsningsmiddelet. Legg merke til at det magre oppløsningsmiddelet hovedsakelig består av NGL-komponenter fra en naturlig gassfødestrøm 100; et eksternt magert løsningsmiddel er ikke nødvendig i fremgangsmåten i oppfinnelsen. Det gjenværende av debutaniseringsbunnstrøm 186 blir solgt som et C5 + NGL-produkt avhengig av konfigurasjonen på tårnet i NGL fraksjoneringskjeden 180, kan lettere NGL-produkter 188 være omfattet av etan, etan/propan-blanding, propan, blandede butaner eller isobutan og n-butanprodukter.

Fig. 6 innbefatter utstyr for formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen med metan og etan før strømmen ble avkjølt og tilført toppen av NGL-absorbereren. NGL-absorbereren 124 omfatter en løsningsmiddelformettet kjøler 160 og en formetter sepa-ratortrommel 162. Alle deler av NGL-absorberertoppstrømmen 126 bringes i berøring med bunnstrømmen 184 fra fraksjoneirngskjede som omfatter debutanisereren 180 opp-strøms for løsningsmiddelformetterkjøleren 160. Det gjøres forutsetninger for effektivt å bringe de to strømmene i berøring. Den blandede strømmen 164 blir transportert gjennom den avkjølte formetterkjøleren 160 som strømmen 166 til formetterseparatortrommelen 162 og deretter til toppen av NGL-absorbereren 124 som strømmen 168. Topp-strømmen 170 fra formetterseparatortrommelen 162 er egnet for naturgassrørledningen og blir hensiktsmessig blandet med strømmen 118 fra stabilisatoren 112 for å danne gasstrømmen 172 for salg etter veksling av kjøleverdien ved kryssvarmeveksling med prosesstrømmer med de tilpassede anleggene.

Fig. 7 viser hvordan det tilpassede anlegget fra foreliggende oppfinnelse blir ettermontert på et eksisterende forenklet avkjølt naturgassanlegg som innbefatter en stabilisator

som ikke har en toppomløpskondensator 114.1 denne utførelsesformen blir stabilisator-toppstrømgassen 174 transportert til bunnen av NGL-absorbererseksjonen 154. En kompressor er nødvendig for å pumpe stabilisatortoppgasstrømmen inn i NGL-absorbereren, dersom trykket i stabilisatoren 112 er mindre enn trykket i NGL-absorbereren 124. Bunnstrømmen 130 fra NGL-absorbereren 124 blir kombinert med separatorbunn-strømmen 110 gjennom kopling nr. 3 til føde via linje 190 til stabilisator 112.1 denne utformingen forlater all salgsgass fra toppen av NGL-absorbereren som strømmen 126 gjennom kopling nr. 2 for varmeveksling med prosesstrømmen.

Fig. 8 innbefatter et magert løsningsmiddel formettingssystem diskutert i forbindelse med fig. 6 med prosessen i fig. 7. Hele salgsgassen i denne utførelsesformen kommer fra toppen av formetterseparatortrommelen 162 som strømmen 170, som veksler varme med prosesstrømmen i det tilpassede anlegget.

Siden i de fleste eksisterende enkle avkjølingsnaturgassbehandlingsanlegg blir strøm-mene 108 og 174 kombinert og varmevekslet med prosesstrømmene, slik som fødegas-sen 100, kopling nr. 1 og 5 i utførelsesform av oppfinnelsen i fig. 7 og 8 kan hensiktsmessig bli kombinert i en enkel kopling og tilført NGL-absorberereren 124 som strøm-men 108 for dermed ikke å kreve en eventuell kompressor 176 og dens forbundne strøm 178.

Når NGL-absorbereren 124 er utstyrt med en valgfri fordamper 128 i utførelsesformen av fig. 5 til 8, kan bunnstrømmene 130 eventuelt bli sendt direkte til den eksisterende fraksjonskjeden som omfatter debutanisereren 108, for dermed å reloksere kopling nr. 3 fra de samlende strømmer 110 og 130 og de samlende strømmer 130 og 122. Hvis det er slik blir de kombinerte strømmer 190 fødet i fraksjoneirngskjede 180 i stedet for strøm 122 som beskrevet over.

I en alternativ konfigurasjon som ikke er vist, for eksisterende avkjølingsanlegg for fig. 3,4,7 og 8 som omfatter en avkjølt tilførselskjøler 102, en separator 106 og en stabilisator 112, blir toppstrømmen 174 fra stabilisatoren 112 etter sammenpressing gjennom 176 kombinert med fødegasstrømmen 100. Når slike konfigurasjoner er tilstede, blir NGL-absorbereren 154 i det ettermonterte anlegget fira oppfinnelsen tilført bare damp-stremmen 108 fra separatoren 106.

Som tidligere diskutert, dersom eksisterende forenklede avkjølt gassbehandlingsanlegg innbefatter en NGL-fraksjoneringskjede med en debutaniserer, kan det tilpassbare anlegget fra oppfinnelsen ikke kreve en oppløsningsregenerator. Debutaniseringbunn-strømmen er omfattet av Cs + alkaner fra naturgassfødestrøm som tjener som magert løsningsmiddel til NGL-absorberer. Dette krever imidlertid at stabilisator og fraksjoneringskjede i eksisterende gassbehandlingsanlegg kan ha kapasitet til å produsere mager løsningsmiddel ved en hastighet som er krevet av anlegget i oppfinnelsen. Dersom stabilisatoren og fraksjoneringskjeden ikke har tilstrekkelig kapasitet til å produsere alt magert løsningsmiddel som er nødvendig, da er en oppløsningsregenerator som er dimen-sjonert til å ta opp kapasitetsmangel inkludert i det tilpassede anlegget i oppfinnelsen. I dette tilfellet under referanse til fig. 5 til 8, NGL-absorbererbunnstrømmen 130 delt til løsningsmiddelregenerator og løsningsmiddelregeneratorbunnstrøm som er omfattet av Cs + alkaner fra naturgasstilførsel som erstatter eller tilsettes debutanisererbunnstrøm-men 184. Siden det meste av Cs + komponenten i naturgasstilførselsstrømmen blir utvunnet i stabilisatorbunnstrøm 122, kan noe av debutanisererbunnstrømmen 182 bli anvendt som magert løsningsmiddel via strøm 184. Et flytskjema for utførelsesformer der det tilpassede anlegget fra oppfinnelsen innbefatter en løsningsmiddelregenerator selv gjennom eksisterende gassbehandlingsanlegg som innbefatter en debutaniserer er ikke skaffet tilveie. For kort å oppsummere denne utførelsesformen blir NGL-absorberer flytende bunnstrøm transportert til oppløsningsregenerator for å produsere en oppløs-ningsregeneratortoppstrøm omfattende propan, butaner og naturlige bensinkomponenter av tilførselsgasstoermmen og en oppløsningsregeneratorbunnstrøm som omfatter naturlige bensinkomponenter. Oppløsningsregeneratortoppstrømmen blir transportert enten til stabilisatoren eller til fraksjoneringskjeden av destillasjonståm som omfatter en debutaniserer. I den tilpassede anlegget blir oppløsningsregeneratorbunnstrømmen transportert sammen med deler av debutanisererbunnstrømmen gjennom en avkjølt løsningsmiddel-kjøler til NGL-absorbererer som mager løsningsmiddelstrøm.

I alle utførelsesformer kan stabilisator 112 bli operert enten som en demetaniserer eller en deetaniserer ved endring av bunntemperatur. Dersom verdien av etan i NGL er mer enn oppvarmingsverdien i drivstoffgassen, foretrekker operatøren å utvinne etan fra naturlig gasstilførsel i NGL-produktstrøm, forutsatt naturligvis eksisterende avkjølings-anlegg har tilgang til en NGL rørledning. Stabilisatoren blir således operert som en demetaniserer og tvinger det meste av etan i stabilisatortilførselen ned i stabilisatorbunn-strøm 122. NGL-absorbererer 124 er således utstyrt med en fordamper 128 som opererer som en demetaniseringsabsorbererer, for dermed å beholde absorbert etan i NGL-absor-bererbunnstrøm 130. NGL-absorbererbunnstrøm 130 inneholder økende etan, propan og butan som tidligere var utvunnet fra strøm 108.

Dersom verdien av etan i NGL er mindre enn dens oppvarmingsverdi i drivstoffgass eller eksisterende enkle avkjølingsanlegg ikke har tilgang til en NGL-rørledning og er begrenset til valg av transportering med tankbiler eller jernbanetanker, foretrekker ope-ratørene å la etan være i salgsgasstrømmen. I dette tilfellet blir stabilisator 112 operert på deetaniseringsmåten ved å øke bunntemperatur i fordamper 120 slik at det meste av etan i stabilisatortilførselsstrømmen blir presset opp i stabilisatortoppstrømmen. Når NGL-absorberer 124 på tilsvarende måte er utstyrt med en eventuell fordamper 128, blir NGL-absorberer 124 operert som en deetaniseringsabsorberer. Splittegassen i strøm 158 forkaster det meste av absorbert metan og etan fra NGL-absorbererbunnstrøm 130 og beholder det meste av økende propan og butaner som tidligere var ikke-utvunnet gjennom strømmer 108.

I alle utførelsesformene av fremgangsmåten i oppfinnelsen, blir avkjølingskravene i det tilpassede anlegget tilveiebrakt med eksisterende avkjølingskrets for eksisterende enkle avkjølingsnaturgassbehandlingsanlegg. Personer med kunnskap innenfor fagområder som utformer naturlig gassbehandlingsanlegg vil være oppmerksom på at det foregående er en preferanse men ikke et krav. Det skal imidlertid bemerkes at i den grad det er mulig innenfor evnen til eksisterende avkjølingskrets, balansert med det behov for å maksimalisere NGL-produktutvinninger, kan kreve supplering av eksisterende avkjø-lingskrets ved installering av ytterligere avkjølingskompressjon og kondensasjonskapa-sitet.

Foreliggende oppfinnelse er derfor et anlegg som er tilpasset et eksisterende enkelt av-kjølingsnaturgassanlegg som i betydelig grad øker mengden av propan, butaner og eventuelt etan som blir utvunnet fra naturlige gasstilførselsstrøm. Siden produsenter oppnår høyere priser for naturgassvæsker enn for naturgass, vil økende utvinning av NGL fra naturgass øke produsentens fortjeneste.

Eksempel 1

Eksempel 1 sammenligner utvinning av propan og butaner fra en typisk naturgasstrøm i et enkelt avkjølt naturgassanlegg før og etter at det tilpassede anlegget fra oppfinnelsen blir installert. Eksempler refererer til utførelsesformen av oppfinnelsen i fig. 2 som viser et naturgassbehandlingsanlegg som ikke har en NGL-fraksjoneringskjede.

Tabell 2 oppsummerer resultatene av en materialballanse for prosessen i fig. 2 før det tilpassede anlegget fra oppfinnelsen er installert. Strømtallene i tabell 2 refererer til fig.

2. Strømdata er fra en varme- og materialbalanse beregnet ved å anvende et kommersielt prosessimuleringsdataprogram som har vid anvendelse i å utforme prosessanlegg. En naturlig gasstilførselsstrøm 100 ved 2.861 kPa og 48,9°C blir tilført i gassbehandlingsanlegget ved en hastighet på 836,4 x IO<3> NnrVdag eller 1.555,03 kgmol/t. Fødestrøm-men blir avkjølt til -28,9°C mot -31,7°C fordampet propankjølemiddel i en avkjølt til-førselskjøler 102. Det eksisterende naturgassanlegget uten den tilpassede anlegget i oppfinnelsen utvinner bare 30,27% av propan, 58,17% av i-butan og 67,93% av n-butan fra fødenaturgasstrømmen i NGL-produktstrømmen.

Tabell 3 oppsummerer varme- og materialbalanse for naturgassbehandlingsanlegg etter at det tilpassede anlegget fra oppfinnelsen er installert som vist i fig. 2. Mager løsnings-middelstrøm 148 ved en strømhastighet på 172,4 kgmol/t ved en temperatur på -28,9°C entrer absorberer 124 ved toppen. Alle andre betingelser er de samme betingelser som for materialbalansen i tabell 2 i det tilfellet før den ettermonterte anlegget fra oppfinnelsen ble installert.

Etter installasjon av den tilpassede anlegget i oppfinnelsen, ble utvinning av propan, i-butan og n-butan fra naturgassfødestrømmen til NGL-produktstrømmen øket til hhv. 93,99%, 99,96% og 99,45%, nesten total utvinning.

Eksempel 2

Eksempel 2 sammenligner utvinning av propan og butaner fra en typisk naturgasstrøm i en enkel avkjølt naturgassanlegg før og etter av den tilpassede anlegget fra oppfinnelsen er installert. Eksempler refererer til utførelsesformen i oppfinnelsen i fig. 6 som viser et naturgassbehandlingsanlegg som har en NGL-fraksjoneringskjede som innbefatter en

debutaniserer.

Tabell 4 oppsummerer resultatene av en materialbalanse for prosessen i fig. 6 før det tilpassede anlegget i oppfinnelsen ble installert. Strømtallene i tabell 4 refererer til fig. 6. Strømdata er fra varme og materialbalanse som beregnet for å anvende et kommersielt prosessimuleringsdataprogram som har bred anvendelse i å utforme prosessanlegg. En naturlig gassfødestrøm 100 ved 4.413 kPa og 43,3°C blir tilført gassbehandlingsanlegget i en hastighet på 1.195,26 kgmol/t. Fødegasstrømmen ble avkjølt til -34,4°C mot

-37,2°C for fordampet propankjølemiddel i avkjølt fødekjøler 102. Stabilisator 112 ble operert som en deetaniserer. Eksisterende naturgassanlegg uten den tilpassede anlegget fra oppfinnelsen utvinner bare 57,27% av propan, 78,25% av i-butan og 84,00% av n-butan fra tilført naturgasstrøm i NGL.

Tabell 5oppsummerer varme- og materialbalanse for naturgassbehandlingsanlegg etter at det tilpassede anlegget fra opprinnelsen er installert som vist i fig. 6. Strømhastighet på magert løsningsmiddel i strøm 184 er 63,5 kgmol/t. Den er fra bunnstrømmen av debutaniserer i et NGL fraksjoneringskjede og er omfattet av Cs + alkaner fra naturgass-stil-førselsstrøm. Mager løsningsmiddelstrøm 168 som entrer NGL-absorberer 124 blir avkjølt til -28,9°C i den avkjølte løsningsmiddelkjøler 160.

Etter installasjon av den ettermonterte anlegget i oppfinnelsen, øker utvinning av propan, i-butan og n-butan fra naturgassøfdestrømmen til NGL-produktstrømmen øket til hhv. 96,38%, 98,44% og 97,39%, nesten total utvinning.

Som vist i figur 2,4, 6 og 8 i prosessen i oppfinnelsen, blir løsningsmiddel formettingen gjennomført med lette uønskede komponenter fra toppen av absorbereren. Videre krever prosessen i oppfinnelsen ikke en separat kolonne slik som konvensjonell rikolje deetaniserer eller rikoljedemetaniserer. Når en dobbelt trykkabsorberer ble anvendt i fremgangsmåten i oppfinnelsen, blir toppgasser fra lavtrykkssplitteseksjon presset sammen og returnert til bunnen av absorbererkolonnen enten direkte eller etter avkjøling sammen med frisk innløpsnaturgassføde. I fremgangsmåten i oppfinnelsen blir magert løsnings-middel som omfatter tyngre komponenter som er tilstede i føden formettet med toppgasser fra absorberer som hovedsakelig er uønskede lette ender slik som 95% metan og mindre enn 3% etan når etan er det ønskede produkt eller 90% metan, 5% etan eller mindre enn 1% propan når propan er det ønskede produkt og etan ikke er det ønskede produkt.

Ved formetting av magert løsningsmiddel i oppfinnelsesprosessen med lettere uønskede komponenter som er tilstede i toppstrømmen av absorbererkolonnen, vil absorpsjonska-pasiteten av magert løsningsmiddel for den ønskede komponenten bli betydelig forbed-ret i motsetning til formetting av magert løsningsmiddel med gasser som hovedsakelig er rikere i ønskede komponenter som er tilstede i toppstrømmen i ROD i konvensjonell mager oljeabsorpsjonsanlegg. Prosessen i oppfinnelsen utgjør et løsningsmiddel som er omfattet av C5 + komponenter av naturgassfødestrømmen.

Claims

1. Avkjølt naturgassanlegg for utvinning av naturgassvæsker omfattende propan, butaner og naturlig bensin fra en naturgassøfdestrøm, karakterisert ved at anlegget omfatter: a) en tilførselskjøler (102) for avkjøling av naturgassfødestrømmen (100) til under -17,8 °C; b) en separator (106) operativt koblet for å motta avkjølt naturgasstrømmen (104) i separatoren for tilvirkning av en separatortoppgasstrøm (108) og en separator-væskebunnstrøm (110); c) en NGL-absorberer (124) operativt koblet for å motta separatortoppgasstrøm-men (108) for berøring med en avkjølt mager løsningsmiddelstrøm, for tilvirkning av en NGL-absorberertoppgasstrøm (126) og en NGL-absorberervæskebunnstrøm (130) bestående av magert løsningsmiddel, propan, butaner og naturlige bensinkomponenter; d) en stabilisator (112) for fraksjonering av separatorbunnstrøm (110) i en stabili-satortoppgasstrøm som er egnet for en naturgassrørledning, og en stabilisatorvæs-kebunnstrøm (122) som består av propan, butaner og naturlig bensin; e) én eller flere innretninger for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm valgt fra gruppen bestående av: 1) en oppløsningsregenerator (132) for fraksjonering av NGL-absorberer-væskebunnstrømmen (130) i en løsningsmiddelregeneratortoppstrøm og en løsningsmiddelregeneratorbunnstrøm (148) som den magre løsnings-middelstrømmen omfattende naturlige bensinkomponenter; og/eller 2) en kjede av destillasjonståm (180) som omfatter en debutaniserer operativt koblet for å motta en stabilisatorvæskebunnstrøm (120), for tilvirkning av en debutanisererbunnstrøm (182) som den magre løsningsmid-delstrømmen omfattende pentaner og tyngre (C5 +) alkaner; f) en formetter for formetting av enten den magre løsningsmiddelstrømmen (148) eller den magre løsningsmiddelstrømmen (184) med NGL-absorberertoppgass-strømmen (126), idet formetteren er operativt koblet for å motta alt eller en del av den magre løsningsmiddelstrømmen (148) eller den magre løsningsmiddelstrøm-men (184) og motta alt eller en del av NGL-absorberertoppgassstrømmen (126); og g) en løsningsmiddelkjøler (150) for avkjøling av den formettede magre løsnings-middelstrømmen (164) til under -17,8 °C, idet løsningsmiddelavkjøleren er operativt koblet for å motta den formettede magre løsningsmiddelstrømmen og transportere den avkjølte magre løsningsmiddelstrømmen til NGL-absorbereren (124).

2. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter et kolonnesegment (154) slik tilpasset at separatortoppstrømgas-sen entrer et punkt nær bunnen av kolonnesegmentet og strømmer oppover, og magert avkjølt løsningsmiddel entrer kolonnesegmentet nær dets topp og strømmer nedover, slik at det er en motstrømsberøring mellom de to strømmene.

3. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at innretningen for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm er en løsningsmiddelregenerator (132), og at stabilisatoren (112) i tillegg er operativt koblet for å motta løsningsmiddel-regeneratortoppstrømmen for fraksjonering i en stabilisatortoppgassstrøm og en satbili-satorvæskebunnstrøm (122).

4. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at innretningen for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm er en kjede av destillasjonståm (180), og at stabilisatoren (112) i tillegg operativt er koblet for å motta NGL-absor-berervæskebunnstrømmen for fraksjonering i en stabilisatortoppgasstrøm og en stabili-satorvæskebunnstrøm (122).

5. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at NGL-absorbereren er operativt koblet for å motta stabilisatortoppgasstrømmen.

6. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at stabilisatoren (112) i tillegg omfatter en rektifiseringsseksjon med en toppkondensator (114) tilpasset til å tilvirke omløp for injeksjon i toppen av rektifiseringsseksjonen på stabilisatoren.

7. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at stabilisatoren (112) er drivbar som en demetaniserer.

8. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at stabilisatoren (112) er drivbar som en deetaniserer.

9. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved en formetterseparatortrommel (162) for å separere den avkjølte magre løsningsmiddelstrømmen i en separatortoppstrøm (170) som er egnet for en naturgassrørledning, og en separatorbunn-strøm (168) som transporteres til NGL-absorbereren (124).

10. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter en splitteseksjon (156) og en bunnfordamper (128) som er opera-tiv for å tilvirke en splittegass, for injeksjon i bunnen av NGL-absorberersplittesek-sjonen.

11. Anlegg ifølge krav 10, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter en dobbelttrykkolonne med en høyere trykkabsorpsjonssek-sjon (154) og en lavere trykksplitteseksjon (156).

12. Anlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at innretningen for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm er en kjede av destillasjonståm (180), og at kjeden av destillasjonståm er operativt koblet for å motta NGL-absorberer-væskebunnstrøm.

13. Anlegg ifølge krav 11, karakterisert ved innretningen for tilvirkning av en mager løsningsmiddelstrøm er en kjede av destillasjonståm (180), og at anlegget i tillegg omfatter en løsningsmiddelregenerator (132) for fraksjonering av NGL-absorberervæskebunnstrømmen (130), for å tilvirke en oppløsningsregenerator-toppstrøm som omfatter propan, butaner og naturlige bensinkomponenter av fødegass, og en løsningsmiddelregeneratorvæskebunnstrøm som omfatter de naturlige bensin-komponentene.

14. Anlegg ifølge krav 13, karakterisert ved at stabilisatoren (112) eller kjeden av destillasjonståm (180) er operativt koblet for å motta løsnings-middelregeneratoroverstrømmen.

15. Anlegg ifølge krav 13, karakterisert ved at formetteren er operativt koblet for å motta løsningsmiddelregeneratorvæskebunnstrømmen og en del av debutaniseringsbunnstrømmen.

16. Anordning for ettermontering til et eksisterende enkelt avkjølt naturgassanlegg, idet det eksisterende enkle avkjølte naturgassanlegget utvinner naturgassvæsker som omfatter propan, butaner og naturlig bensin fra en naturgasstilførselsstrøm, og idet eksisterende enkle avkjølte naturgassanlegg består av en tilførselskjøler (102), en separator (106), en stabilisator (112) og valgfritt en fraksjoneringskjede av destillasjonståm (180) som innbefatter en debutaniserer, karakterisert ved at den ettermonterte anlegget omfatter: a) en NGL-absorberer (124) tilpassbar til å motta separatortoppgasstrømmen for berøring med en avkjølt mager løsningsmiddelstrøm, for å tilvirke en NGL-absorberertoppgasstrøm (126) og en NGL-absorberervæskebunnstrøm (130) omfattende magert løsningsmiddel, propan, butaner og naturlige besinkomponenter; b) en formerter for formetting av en magre løsningsmiddelstrøm (148) med NGL-absorberertoppgassstrømmen (126), idet formetteren er operativt koblet for å motta alt eller en del debutanisererbunnstrømmen som den magre løsnings-middelstrømmen og motta alt eller en del av NGL-absorberertoppgassstrømmen (126); og c) en løsningsmiddelkjøler (150) tilpassbar for avkjøling av den magre oppløs-ningsmiddelstrømmen til under -17,8 °C, idet løsningsmiddelavkjøleren er operativt koblet for å motta den formettede magre løsningsmiddelstrømmen (164) og transportere den avkjølte magre oppløsningsmiddelstrørnmen til NGL-absorbereren (124), og dersom det eksisterende enkle anlegget ikke oppviser en fraksjoneringskjede eller dersom det eksisterende enkle anlegget oppviser en fraksjoneringskjede som er utilstrekkelig for å tilvirke magert løsningsmiddel ved raten som kreves av anordningen, d) en løsningsmiddelregenerator (132) tilpassbar for fraksjonering av NGL-absorberervæskebunnstrømmen (130) i en løsningsmiddelregeneratortoppstrøm og en løsningsmiddelregeneratorvæskebunnstrøm (148) omfattende naturlige bensinkomponenter, og at når det eksisterende naturgassanlegget innbefatter en fraksjoneringskjede av destillasjonståm (180) omfatter valgfritt ettermonteringsenheten en formetter for formetting av den magre løsningsmiddelstrømmen (184).

17. Anordning ifølge krav 16, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter et kolonnesegment (154) slik tilpasset at separatortoppgass-strømmen entrer ved et punkt nær bunnen av kolonnesegmentet og strømmer oppover og det magre avkjølte løsningsmiddelet entrer kolonnesegmentet nær toppen og flyter nedover, slik at motstrøms berøring tillates mellom de to strømmene.

18. Anordning ifølge krav 16, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) er tilpassbar for å motta stabilisatortoppgasstrømmen.

19. Anordning ifølge krav 16, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter en splitteseksjon og en bunnfordamper (128).

20. Anordning ifølge krav 19, karakterisert ved at NGL-absorbereren (124) omfatter en dobbelttrykkolonne med en høyere trykkabsorp-sjon (154) og en lavere trykksplitteseksjon (156).

21. Absorpsjonsrfemgangsmåte for utvinning av en ønsket komponent og alle komponenter som er tyngre enn den ønskede komponenten fra en naturgasstrøm, idet gasstrømmen settes i motstrøms berøring i en absorbererkolonne (124) med en mager løsningsmiddel-strøm (148,184) omfattende de tyngste komponentene som er tilstede i fødegasstrøm-men, karakterisert ved at det magre løsningsmiddelet (148,184) formettes med lettere uønskede komponenter av fødegasstrømmen skaffet fra toppstrømmen (126) i absorbererkolonnen (124), og at den ønskede komponenten utgjø-res av propan og den uønskede av etan, eller alternativt utgjøres den ønskede komponenten av etan og den uønskede av metan.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at den ønskede komponenten utgjøres av propan og den uønskede komponenten av etan.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at den ønskede komponenten utgjøres av etan og den uønskede komponenten av metan.

24. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at det magre oppløsningsmiddelet består av Cs + komponenter som er tilstede i den tilførte gasstrømmen.

25. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at absorbererkolonnen fordampes ved bunnen.

26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, karakterisert ved at absorbererkolonnen utgjøres av en dobbelttrykkolonne bestående av en høytrykks absorpsjonsseksjon og en lavtrykks splitteseksjon som fordampes ved bunnen.