NO337416B1 - Framgangsmåte og apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan - Google Patents
Framgangsmåte og apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan Download PDFInfo
- Publication number
- NO337416B1 NO337416B1 NO20054530A NO20054530A NO337416B1 NO 337416 B1 NO337416 B1 NO 337416B1 NO 20054530 A NO20054530 A NO 20054530A NO 20054530 A NO20054530 A NO 20054530A NO 337416 B1 NO337416 B1 NO 337416B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- stream
- absorber
- fractionation tower
- feed
- feed stream
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 94
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 88
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 20
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 52
- 230000008569 process Effects 0.000 description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 28
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 17
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 15
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 15
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical class CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/09—Purification; Separation; Use of additives by fractional condensation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C9/00—Aliphatic saturated hydrocarbons
- C07C9/02—Aliphatic saturated hydrocarbons with one to four carbon atoms
- C07C9/06—Ethane
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår en framgangsmåte og et apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan, slik det framgår av henholdsvis patentkrav 1 og 10.
Bakgrunn
Mange kjente prosesser finnes for gjenvinning av etanforbindelser fra hydrokarboninnløpsgasstrømmer. Et eksempel på en etangjenvinningsprosess finnes i US patentpublikasjon 5,890,377 - Foglietta. Restgjenvinningsprosesser er i stand til å oppnå høy etangjenvinning (over 95 %), mens de gjenvinner hovedsakelig 100 % av C3+. Selv om de er imponerende hva angår høy gjenvinningsgrad, forbruker slike prosesser mye energi på kompresjon. For å redusere energiforbruk med fortsatt bibeholdelse av høy gjenvinning, kreves en ytterligere reflukskilde. Kravene til denne refluksstrømmen er at den bør være mager på ønskelige komponenter (C2+) og være tilgjengelig ved et høyt trykk. Kjente opplegg har identifisert noen alternative reflukskilder. Prosessen beskrevet her har en unik måte å oppnå en slik refluksstrøm på. Denne refluksstrømmen blir benyttet som mellomliggende refluks og reduserer således strømningen til hovedrefluksstrømmen og således energiforbruket. I denne prosessen blir en innløpsgass kjølt ved varmeveksling med andre strømmer i prosessen, uten først å dele innløpsgasstrømmen. Idet innløpsgasstrømmen blir kjølt kan væske kondenseres og separeres for å danne en første væskestrøm og en første dampstrøm. Den første dampstrømmen blir ekspandert i en turboekspander for ytterligere kjøling av strømmen. Den kjølte strømmen blir så tilført en metanfjernerkolonne ved en mellomliggende mateposisjon. Den første væskedelen fra separatoren blir ekspandert og rettet mot metanfjerneren ved en forholdsvis lav mateposisjon. Toppstrømmen fra metanfjerneren blir varmet og komprimert til et høyere trykk og så delt i en flyktig gassrestdel og en komprimert gjenvinningsstrøm. Den komprimerte gjenvinningsstrømmen blir kjølt tilstrekkelig for hovedsakelig å kondensere denne ved å bringe den i kontakt med sidekokerne som en del av metanfjernerkolonnen. Den komprimerte gjenvinningsstrømmen blir ytterligere kjølt og utvidet til et lavere trykk og tilført til metanfjernerkolonnen ved en toppmateposisjon, for å reflukse kolonnen. Fogliettaprosessen beskrevet ovenfor oppnår en forholdsvis høy gjenvinningseffektivitet på 95 % og høyere for etan og tyngre forbindelser.
Et annet eksempel er WO 99/23428 som beskriver en prosess for separering av bestanddelene i en fødegass som inneholder metan og tyngre hydrokarboner der en resirkuleringsstrøm brukes til å tilfredsstille prosessens varmebehov.
Nok et eksempel fra den kjente teknikk er US patentskrift 4,889,545. Denne publikasjonen beskriver en prosess for gjenvinning av etan, etylen, propan, propylen og tyngre hydrokarbonkomponenter fra en gassformig hydrokarbonstrøm. En resirkulasjonsstrøm avkjøles mot en første fødestrøm og blir deretter ekspandert til destillasjonskolonnens trykk og tilført samme ved en toppfødeposisjon. Resirkulasjonsstrømmens trykk samt kolonnefødens mengde og temperatur er effektiv til å opprettholde kolonnens topptemperåtur og ønsket gjenvinning.
Formål
Det eksisterer et behov for en etangjenvinningsprosess som er i stand til å oppnå en gjenvinningseffektivitet på minst 95 %, men med lavere energiforbruk, sammenlignet med kjente prosesser. Det eksisterer også et behov for en prosess som kan ta fordel av temperaturprofiler i en prosess for å redusere mengden av eksterne energikrav som behøves for å oppnå høy gjenvinningseffektivitet.
Sammendrag av oppfinnelsen
Disse formålene oppnås med en framgangsmåte ifølge patentkrav 1 og et apparat ifølge patentkrav 10. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de respektive uselvstendige kravene.
For å imøtekomme ett eller flere av disse målene, omfatter den foreliggende oppfinnelsen fordelaktig en prosess og anordning for etangjenvinning med en reduksjon i kompresjonskravene for restgass med samtidig bibeholdelse av høy gjenvinningsytelse av etanforbindelser ("C2+") fra en hydrokarboninnløpsgasstrøm. Innløpsgassen blir delt i to strømmer. Den første strømmen blir kjølt ved varmevekslingskontakt i en frontveksler og den andre matestrømmen blir kjølt ved varmevekslingskontakt i én eller flere av kokerne til etfraksjoneringstårn. Fraksjoneringstårnet kan være et metanfjernertårn eller en hvilken som helst annen egnet anordning som kan gjenvinne etan og tyngre forbindelser ved en bunn av tårnet fra en hydrokarboninnløpsgass. De to matestrømmene blir så ledet inn i en kaldabsorber. Kaldabsorberen inneholder fortrinnsvis i det minste to kompakte lag, eller andre masseoverføringssoner, i kaldabsorberen. Masseovergangssoner kan omfatte en hvilken som helst type anordning i stand til å overføre molekyler fra ei væske som strømmer nedover beholderen med masseovergangssonen, til en gass som stiger gjennom beholderen, og fra gass som stiger gjennom beholderen til væska som strømmer ned gjennom beholderen. Andre typer masseovergangssoner vil være kjent for en fagmann og skal betraktes som innenfor omfanget til den foreliggende oppfinnelsen. To separate beholdere med kompakte lag kan også benyttes som kaldabsorberen i stedet for å ha en enkel beholder med to kompakte lag. Den kaldeste av de to strømmene blir innført ved toppen av kaldabsorberen, fortrinnsvis over en topp- eller første masseovergangssone, mens den varmere strømmen blir sendt til bunnen av kaldabsorberen, fortrinnsvis under en bunn- eller andre masseovergangssone.
Kaldabsorberen produserer en absorbertoppstrøm, en absorberbunnstrøm og en absorbersidetrekkstrøm. Absorberbunnstrømmen blir ført til fraksjoneringstårnet som en tredje fraksjoneringstårnmatestrøm. Absorbertoppstrøm men blir sendt til en ekspander og så til fraksjoneringstårnet som en andre fraksjoneringstårnmatestrøm. En restresirkulasjonsstrøm blir også sendt til fraksjoneringstårnet, fortrinnsvis ved en topplokalisering på fraksjoneringstårnet. Restresirkulasjonsstrømmen blir tatt som en avsplitting fra en restgasstrøm. Restgasstrømmen blir dannet ved varming og så komprimering av en fraksjoneringstårntoppstrøm. Restresirkulasjonsstrømmen blir kjølt og hovedsakelig kondensert før den sendes til fraksjoneringstårnet.
Absorbersidetrekkstrømmen blir fortrinnsvis fjernet fra mellom de to masseovergangssonene. Absorbersidetrekkstrømmen blir så kondensert og sendt til fraksjoneringstårnet. Absorbersidetrekkstrømmen kan sendes til fraksjoneringstårnet under restresirkulasjonsstrømmen som en mellomliggende matestrøm. Alternativt kan tårnsidetrekkstrømmen bli tilført til restresirkulasjonsstrømmen for å danne den første fraksjoneringstårnmatestrømmen. Den alternative utførelsen er spesielt effektiv når en mager hydrokarbongassmatestrøm blir benyttet.
Fraksjoneringstårnet produserer også én eller flere kokerstrømmer og en fraksjoneringstårnbunnstrøm. Kokerstrømmene blir varmet i en koker og dirigert tilbake til fraksjoneringstårnet for å tilføre varme til fraksjoneringstårnet og å gjenvinne kjøleeffekter fra fraksjoneringstårnet. Fraksjoneringstårnbunnstrømmen inneholder den største delen av gjenvunnete C2+-forbindelser. Gjenvinningen av C2+-forbindelser er sammenlignbar med andre C2+-gjenvinningsprosesser, men kompresjonskravene er mye lavere.
Kort beskrivelse av figurene
For at måten som trekkene, fordelene og formålene til oppfinnelsen, samt annet, skal bli tydelig og bli forstått i mer detalj, gis en mer detaljert beskrivelse av oppfinnelsen, som er kort sammenfattet ovenfor, under henvisning til utførelsen av denne som er illustrert i de medfølgende tegningene, som utgjør en del av denne beskrivelsen. Det skal imidlertid bemerkes at tegningene kun illustrerer en foretrukket utførelse av oppfinnelsen og skal derfor ikke betraktes som begrensende på oppfinnelsens omfang, idet den kan tillate andre like effektive utførelser.
Figur 1 er et forenklet strømningsdiagram for en typisk C2+-gjenvinningsprosess, i samsvar med prosesser fra kjent teknikk, Figur 2 er et forenklet strømningsdiagram av en C2+-gjenvinningsprosess som innlemmer forbedringene ved den foreliggende oppfinnelsen og som er konfigurert for reduserte kompresjonskrav mens den bibeholder en høy gjenvinning av C2+ fra en hydrokarbongasstrøm ved bruk av en sidestrøm tatt fra en kaldabsorber og sending av strømmen til fraksjoneringstårnet i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen, Figur 3 er et forenklet strømningsdiagram av en gjenvinningsprosess for C2+-forbindelser som innlemmer forbedringene ved den foreliggende oppfinnelsen og som er konfigurert for reduserte kompresjonskrav, mens den samtidig bibeholder en høy gjenvinning av C2+-forbindelser ved bruk av en alternativ matekonfigurasjon for kaldabsorbersidestrømmen til fraksjoneringstårnet, i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen, og Figur 4 er et forenklet diagram som illustrerer en valgfri matekonfigurasjon for hydrokarbonmatestrømmene som blir sendt til en kaldabsorber, i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse av figurene
For forenkling av tegningene er figurnumre de samme i figurene for forskjellige strømmer og utstyr når funksjonene er de samme, med hensyn til strømmene eller utstyret, i hver av figurene. Like numre refererer til like elementer, og notasjon med apostrof, dobbel apostrof og trippel apostrof, hvor dette er brukt, indikerer generelt lignende elementer i alternative utførelser.
Som benyttet heri, betyr betegnelsen "innløpsgass" en hydrokarbongass. Slik gass blir typisk mottatt fra en høytrykks gassledning og er hovedsakelig omfattet av metan, hvorved resten er C2-forbindelser, C3-forbindelser og tyngre forbindelser, så vel som karbondioksid, nitrogen og andre sporgasser. Betegnelsen "C2-forbindelser" betyr alle organiske forbindelser med to karbonatomer, omfattende alifatiske typer så som alkaner, alkener og alkyner, spesielt, etan, etylen, acetylen og lignende. Betegnelsen "C2+-forbindelser" betyr alle C2-forbindelser og tyngre forbindelser.
Figur 2 illustrerer én utførelse av det forbedrete gjenvinningsopplegget 10 for C2+-forbindelser. Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer fordelaktig en prosess for separering av en innløpsgasstrøm 12 inneholdende metan, C2-forbindelser, C3-forbindelser og tyngre hydrokarboner i en flyktig gassdel inneholdende hovedsakelig all metanen og en mindre flyktig hydrokarbondel inneholdende en stordel av C2+-komponentene. Innløpsgasstrømmen 12 blir delt i en første matestrøm 12a og en andre matestrøm 12b. En fordelaktig deling av innløpsgasstrømmen er omtrent 70 % som den første matestrømmen 12a og det gjenværende som den andre matestrømmen 12b. Fordelingen mellom den første og andre matestrømmen 12a og 12b kan imidlertid variere avhengig av den tilgjengelige driften til et fraksjoneringstårn 34. Fraksjoneringstårnet 34 kan være et metanfjernertårn eller en annen egnet anordning som kan gjenvinne etan og tyngre komponenter fra innløpsgasstrømmen. Andre egnete anordninger vil være kjent for en fagmann og skal betraktes som innenfor omfanget til den foreliggende oppfinnelsen.
Den første matestrømmen 12a blir kjølt i en frontveksler 14, fortrinnsvis ved varmevekslingskontakt med i det minste én av en absorber sidetrekkstrøm 16, en restresirkulasjonsstrøm 18, en fraksjoneringstårntoppstrøm 20 og kombinasjoner av dette, for i det minste delvis å kondensere den første matestrømmen 12a. Den andre matestrømmen 12b blir kjølt i en fraksjoneringstårnkoker 22, fortrinnsvis ved varmevekslingskontakt med en første kokerstrøm 24 og fortrinnsvis en andre kokerstrøm 26. Den første matestrømmen 12a og andre matestrømmen 12b kan kjøles med andre varmevekslingskontaktmidler, som forstås av en fagmann, som skal betraktes som innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen. Ved alle utførelsene av denne oppfinnelsen kan frontveksleren 14 og fraksjoneringstårnkokeren 22 være en enkel flerveisveksler 14, et flertall av individuelle varmevekslere, eller kombinasjoner og variasjoner av dette. Den første og andre matestrømmen 12a, 12b blir sendt til en kaldabsorber 28. Kaldabsorberen 28 omfatter fortrinnsvis i det minste to kompakte lag, eller masseovergangssoner eller -enheter 27 og 29. To separate beholdere med kompakte lag kan også benyttes i stedet for en enkelt beholder med begge kompakte lag deri. Masseovergangssoner kan omfatte en hvilken som helst type enhet som kan overføre molekyler fra ei væske som strømmer nedover beholderen med masseovergangssonen til en gass som stiger gjennom beholderen, og fra en gass som stiger gjennom beholderen til væska som strømmer ned gjennom beholderen. Andre typer masseovergangssoner vil være kjent for en fagmann og skal betraktes som innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen. Som vist i figur 4 blir den kaldeste av de to matestrømmene 12a, 12b sendt til toppen av kaldabsorberen 28, over eller før det første kompakte laget 27, hvorved den varmeste av de to matestrømmene blir sendt til bunnen av kaldabsorberen 28, under eller etter det andre kompakte laget 29. Figur 4 viser en sidekanalmulighet for å muliggjøre føring av den første og andre matestrømmen 12a og 12b til kaldabsorbertoppen og -bunnen, avhengig av temperatur.
Kaldabsorberen 28, vist i figur 2, produserer en absorbertoppstrøm 30, en absorberbunnstrøm 32 og absorbersidetrekkstrøm 16. Kaldabsorberen 28 inneholder fortrinnsvis i det minste to kompakte lag 27, 29, eller masseovergangssoner eller -enheter, i kaldabsorberen 28. Som en forbedring i forhold til kjente prosesser blir en kaldabsorber benyttet i stedet for en kaldseparator. Absorbersidetrekkstrømmen 16 blir tatt fra den pakkede kaldabsorberen 28, fortrinnsvis mellom de to kompakte lagene 27, 29. Tårnsidetrekkstrømmen 16 blir så hovedsakelig kondensert i frontveksleren 14 og sendt til fraksjoneringstårnet 34 som mellomliggende tårnmatestrøm 36. På grunn av den vesentlige kondenseringen kan den mellomliggende tårnmatestrømmen 36 i noen utførelser være hovedsakelig væske. Den mellomliggende tårnmatestrømmen 36 blir fortrinnsvis matet til fraksjoneringstårnet 34 ved en lokalisering under restresirkulasjonsstrømmen 18.
Prosesser fra kjent teknikk forsøkte å styre temperaturene til matestrømmene 12a og 12b til å være hovedsakelig den samme for å minimere energitap på grunn av blandingen av forskjellige temperaturer. Med den foreliggende oppfinnelsen kan det være en temperaturforskjell mellom strømmene på opp til omtrent 8,3 °C (15 °F), uten påvirkning av effektiviteten til prosessen og samtidig med reduksjon av kompresjonskravene for restgasstrømmen 52 til prosessen. Den kaldeste av de to strømmene blir sendt til toppen av kaldabsorberen 28, og den varmeste av de to strømmene blir sendt til bunnen av kaldabsorberen 28. Masseovergangssonene 27, 29 i kaldabsorberen 28 arbeider med temperaturforskjellene for å utligne temperaturene til de to strømmene. Temperaturen til sidetrekkstrømmen 16 vil være mellom temperaturene til topp- og bunnstrømmene og sammensetningen vil være magrere enn begge matestrømmene.
For å redusere kompresjonskravene for restgasstrømmen 52, tilveiebringer den mellomliggende tårnmatestrømmen 36 en sekundær reflukskilde for forsyning til fraksjoneringstårnet 34. Den sekundære reflukskilden muliggjør en reduksjon i mengden av materiale som blir strømmet tilbake til fraksjoneringstårnet 34 i restresirkulasjonsstrømmen 18. Jo mindre materiale som kreves i restresirkulasjonsstrømmen 18', jo mindre materiale er det som må komprimeres i restgasstrømmen 52, som reduserer kompresjonskravene for denne strømmen. Prosessens gjenvinning forblir den samme som i kjente prosesser.
Absorbertoppstrømmen 30 blir ekspandert i en ekspander 38 og sendt eller tilført fraksjoneringstårnet 34, fortrinnsvis til en posisjon under den mellomliggende tårnmatestrømmen 36, som en andre fraksjoneringstårnmatestrøm 40. Under ekspansjonen blir temperaturen til absorbertoppstrømmen 30 senket og arbeid blir produsert. Dette arbeidet blir senere gjenvunnet i en trykkøkningskompressor 42 som blir drevet av ekspanderen 38 for delvis å gi en trykkøkning til fraksjoneringstårntoppstrømmen 20.
Absorberbunnstrømmen 32 kan bli ekspandert gjennom ekspansjonsventilen 44 eller lignende, og blir sendt til fraksjoneringstårnet 34 som en tredje fraksjoneringstårnmatestrøm 46. I denne utførelsen blir fraksjoneringstårnet 34 også tilført andre fraksjoneringstårnmatestrøm 40, restresirkulasjonsstrømmen 18 og den mellomliggende tårnmatestrømmen 36, hvorved fraksjoneringstårntoppstrømmen 20, en fraksjoneringstårnbunnstrøm 54 og kokerbunnstrømmene 24 og 26 blir produsert.
I fraksjoneringstårnet 34 blirønskete komponenter (C2+) som stiger, i det minste delvis kondensert ved intimkontakt med fallende komponenter, hvorved fraksjoneringstårntoppstrømmen 20 som inneholder hovedsakelig all metanen og lettere eller ikke-kondenserbare komponenter blir dannet. De kondenserte væskene beveger seg nedover fraksjoneringstårnet 34 og blir fjernet som fraksjoneringstårnbunnstrøm 48, som inneholder en stor del av C2-komponentene og tyngre komponenter, dvs. hovedsakelig alt av C2+-komponentene. Fraksjoneringstårnet 34 separerer med andre ord strømmene som blir tilført det, i fraksjoneringstårntoppstrømmen 20 og fraksjoneringstårnbunnstrømmen 48.
Kokerstrømmene 24, 26 blir fortrinnsvis fjernet fra fraksjoneringstårnet 34 i den nedre halvdelen av beholderen. Kokerstrømmene 24, 26 blir varmet i kokeren 22 og returnert til fraksjoneringstårnet 34 som kokerrefluksstrømmer 54 og 56. Kokerrefluksstrømmene 54, 56 tilfører varme til fraksjoneringstårnet 34 og gjenvinner kjøling fra fraksjoneringstårnet 34.
Fraksjoneringstårntoppstrømmen 20 blir varmet i frontveksleren 14 og komprimert i trykkøkningskompressoren 42 og restkompressoren 50, til rørledningsspesifikasjoner eller høyere, for å danne restgasstrømmen 52. Restgasstrømmen 52 er en rørledningssalgsgass som inneholder hovedsakelig all metanen i innløpsgassen, og en mindre del av C2-forbindelser og tyngre forbindelser. I det minste en del av restgasstrømmen 52 blir fjernet og kjølt i frontveksleren 14 og tilført fraksjoneringstårnet 34 som restresirkulasjonsstrøm 18.
Figur 3 viser en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelsen. En C2+-gjenvinningsprosess II omfatter tilføring av absorbersidetrekkstrømmen 16' til restresirkulasjonsstrømmen 18' for å danne første fraksjoneringstårnmatestrøm 36'. Den første fraksjoneringstårnmatestrømmen 36' blir fortrinnsvis innført i fraksjoneringstårnet 34 i en toppdel til fraksjoneringstårnet 34. Utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen vist i figur 3 er foretrukket når innløpsgasstrømmen 12 er mager. Når innløpsgasstrømmen 12 er mager er det nødvendig at mer refluks blir sendt til toppen av fraksjoneringstårnet 34 for å bibeholde gjenvinning av de ønskete produktene. Mer refluks til fraksjoneringstårnet 34 krever generelt mer kompresjon av restgasstrømmen for å produsere mer restresirkulasjonsstrøm 18'. Dersom en absorbersidetrekkstrøm 16' blir tilført til restresirkulasjonsstrømmen 18', behøves mindre restresirkulasjonsstrøm 18' og mindre restgasstrøm 52, noe som senker kompresjonskravene for restgasstrømmen 52.
Simuleringer er blitt foretatt for å sammenligne oppleggene vist i figurene 1 og 2. Oppleggene vist i figurene illustrerer en enkel veksler for varming og kjøling av strømmer. Simuleringsmodellen omfatter imidlertid flere varmevekslere for strømkjøling og -varming, som er mer representativ for et reelt anlegg. Mateforhold og -sammensetning er oppført nedenfor i tabell 1.
Som det kan sees i tabell 2, som sammenligner resultatene fra simuleringer for figurene 1 og 2, krever den nye prosessen mindre samlet kompresjon og mindre total vekslerdrift. Denne mindre driften er hovedsakelig på grunn av en betydelig reduksjon i restresirkulasjonsstrømning. Reduksjonen i kompresjon har to fordeler. Den første er mindre kapitalkostnader og den andre er lavere driftskostnader. Med en sats på 3,5 $/MMBtu for brenselgass er brenselgassbesparelsene omtrent $2MM per år. Selv om den nye prosessen krever en litt større kaldseparator, eller en kaldabsorber, er kostnaden for denne beholderen mye mindre enn kapitalinnsparingene som blir oppnådd med lavere kompresjon og nødvendig varmevekslerareal. Samlet har den beskrevne prosessen lavere kapital og driftskostnader enn den omtalte kjente teknikk.
Prosessoppleggvalget mellom figurene 2 og 3 vil avhenge av matesammensetningen. Reduksjonen i kompresjonskrav vil være lignende i begge utførelsene av den foreliggende oppfinnelsen. Absorbersidetrekkstrømmen 16 tilveiebringer en sekundær kilde for refluks til fraksjoneringstårnet 34. Ettersom mindre restresirkulasjonsgass 18 blir sendt til fraksjoneringstårnet 34, trenger mindre restgasstrøm 52 å bli komprimert, noe som reduserer kompresjonskravene for prosessen.
I de fleste C2+-gjenvinningsprosesser forsøker prosessdesignere å lage temperaturene til de delte innløpsstrømmene like for å minimere energitap på grunn av de forskjellige temperaturene til innløpsmatestrømmen ved sammenblanding. Ved bruk av de kompakte lagene er bare en minimal temperaturforskjell nødvendig for å oppnå den samme C2+-gjenvinningen. Denne forskjellen gjør prosessen enkel å drive, som er en annen fordel ved den foreliggende oppfinnelsen. De forskjellige temperaturene til de to strømmene blir benyttet for å danne de to innmatingene til kaldabsorberen, hver med en forskjellig temperatur. En absorbersidetrekkstrøm 16, som har en temperatur mellom temperaturene til den første og andre mateinnløpsgasstrømmene, blir sendt til fraksjoneringstårnet 34.
I tillegg til prosessutførelsene som er fordelaktig tilveiebrakt, omfatter den foreliggende oppfinnelsen også en anordningsutførelse for å foreta den heri beskrevne prosessen. Som en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen er en anordning for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan, C2-komponenter, C3-komponenter og tyngre hydrokarboner i en flyktig gassdel, inneholdende hovedsakelig all metanen, og en mindre flyktig hydrokarbondel, inneholdende en stor del av C2+-komponentene, fordelaktig tilveiebrakt. Anordningen omfatter fordelaktig en første kjøler 14, en pakket kaldabsorber 28, en første ekspander 38, et fraksjoneringstårn 34, en første varmer 14, en første kompressor 42, en andre kjøler 14 og en tredje kjøler 14.
Den første kjøleren, eller frontkjøleren, 14 blir fortrinnsvis benyttet for kjøling av en første matestrøm 12a og en andre matestrøm 12b. Den pakkede kaldabsorberen 28 blir fortrinnsvis benyttet for mottak av den første matestrømmen 12a og den andre matestrømmen 12b, hvorved den første matestrømmen 12a har en temperatur som er kaldere enn den andre matestrømmen 12b.
Absorberen 28 omfatter fortrinnsvis i det minste et første og et andre kompakt lag 27, 29 og produserer en absorbertoppstrøm 30, en absorberbunnstrøm 32 og en absorbersidetrekkstrøm 16. Som tidligere indikert blir absorbersidetrekkstrømmen 16 fortrinnsvis fjernet fra absorberen 28 mellom det første og andre kompakte laget 27, 29.
Den første ekspanderen 38 ekspanderer fortrinnsvis absorbertoppstrømmen 30. Under denne ekspansjonen blir temperaturen til absorbertoppstrømmen 30 senket og arbeid blir produsert. Dette arbeidet blir senere gjenvunnet i en trykkøkningskompressor 42 som blir drevet av ekspanderen 38 for å gi en delvis trykkøkning til fraksjoneringstårntoppstrømmen 20.
Fraksjoneringstårnet 34 separerer en første fraksjoneringstårntoppmatestrøm 36, absorbertoppstrømmen som en andre fraksjoneringstårnmatestrøm 40, absorberbunnstrømmen som en tredje fraksjoneringstårntoppmatestrøm 46 og en fraksjoneringstårnrefluksstrøm 18 for å produsere en fraksjoneringstårntoppstrøm 20 som inneholder hovedsakelig all metanen og lettere komponenter og en fraksjoneringstårnbunnstrøm 48 som inneholder alle C2+-komponentene.
Den første varmeren 14 varmer fortrinnsvis fraksjoneringstårntoppstrømmen. Den første kompressoren 42 komprimerer fraksjoneringstårntoppstrømmen 20 for å danne en restgasstrøm 52. Den andre kjøleren 14 kjøler fortrinnsvis i det minste en del av restgasstrømmen 18. Den tredje kjøleren 14 fortrinnsvis kjøler og i det minste delvis kondenserer absorbersidetrekkstrømmen 16 for å danne, eller produsere, den første fraksjoneringstårnmatestrømmen 36.
Anordningsutførelsen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan også fordelaktig omfatte en fjerde kjøler, eller en fraksjoneringstårnkoker, 22 for kjøling og i det minste delvis kondensering av i det minste en del av innløpsgasstrømmen 12b. Den fjerde kjøleren 22 kan også tilveiebringe kokerdrift for fraksjoneringstårnet 34 ved å tilveiebringe varmevekslingskontakt mellom i det minste en del av innløpsgasstrømmen 12b og første og andre kokerstrømmer 24, 26.
I alle utførelsene ved den foreliggende oppfinnelsen kan den første kjøleren, den andre kjøleren, den tredje kjøleren og den første varmeren være en enkelt varmeveksler som tilveiebringer varmevekslingskontakt mellom den første matestrømmen 12a, absorbersidetrekkstrømmen 16, restresirkulasjonsstrømmen 18, fraksjonstårntoppstrømmen 20 og kombinasjoner av dette.
Anordningsutførelsene i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan også omfatte en andre ekspander 44 for ekspandering av i det minste en del av absorberbunnstrømmen før denne sendes til fraksjoneringstårnet. Anordningsutførelsene kan også omfatte en tredje ekspander 19 for ekspandering av i det minste en del av restresirkulasjonsstrømmen før denne sendes til fraksjoneringstårnet. En fjerde ekspander 21 kan også tilveiebringes for ekspandering av absorbersidetrekkstrømmen 16.
Idet oppfinnelsen har blitt vist eller beskrevet i kun noen av sine former, bør det være åpenbart for en fagmann at den ikke er begrenset til dette, men er mottakelig for forskjellige endringer uten å forlate oppfinnelsens omfang.
For eksempel kan ekspansjonstrinnene, fortrinnsvis med isentrop ekspansjon, effektueres med en turboekspander, Joule-Thomson ekspansjonsventiler, en væskeekspander, en gass- eller dampekspander, eller lignende. Som et annet eksempel kan de kompakte lagene i kompakt lagtårnet være fylt med forskjellige typer fyllmateriale, så som Racshigringer, Lessingringer, Berlsadler eller lignende. De kompakte lagene kan også være fylt med forskjellige typer plater, så som kuppelplater, hullplater, ventilplater og lignende.
Claims (15)
1. Framgangsmåte for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan, C2-komponenter, C3-komponenter og tyngre hydrokarboner, i en flyktig gassfraksjon inneholdende hovedsakelig all metan og en mindre flyktig hydrokarbonfraksjon inneholdende minst 95 % av C2+ -komponentene, hvilken framgangsmåte omfatter trinnene med å: (a) splitte en innløpsgasstrøm i en første fødestrøm og en andre fødestrøm og kjøle den første og andre fødestrømmen; (b) tilføre en topp av en pakket kaldabsorber med den første fødestrømmen og en bunn av den pakkede kaldabsorberen med den andre fødestrømmen der den første fødestrømmen har en temperatur som er kaldere enn den andre fødestrømmen, hvorved den pakkede kaldabsorberen omfatter i det minste en første og andre pakking og produserer en absorbertoppstrøm, en absorberbunnstrøm, og en absorbersidestrøm; (c) fjerne absorbersidestrømmen fra den pakkede kaldabsorberen; (d) kjøle og i det minste delvis kondensere absorbersidestrømmen for å danne en første fraksjoneringstårnfødestrøm; (e) ekspandere og deretter tilføre et fraksjoneringstårn med absorbertoppstrømmen som en andre fraksjoneringstårnfødestrøm; (f) forsyne fraksjoneringstårnet med absorberbunnstrømmen som en tredje fraksjoneringstårnfødestrøm; (g) separere en første fraksjoneringstårnfødestrøm, den andre fraksjoneringstårnfødestrømmen, den tredje fraksjoneringstårnfødestrømmen, og fraksjoneringstårnrefluksstrøm for å produsere en fraksjoneringstårntoppstrøm som inneholder hovedsakelig all metan og lettere komponenter og en fraksjoneringstårnbunnstrøm som inneholder minst 95 % av C2+-komponentene; (h) varme og komprimere fraksjoneringstårntoppstrømmen for å produsere en restgasstrøm; (i) fjerne i det minste en del av restgasstrømmen som en fraksjoneringstårnrefluksstrøm; (j) kjøle og tilføre fraksjoneringstårnrefluksstrømmen til fraksjoneringstårnet som en restresirkuleringsstrøm; og (k) forsyne fraksjoneringstårnet med den første fraksjoneringstårnfødestrømmen for derved å redusere en mengde av restgassen som komprimeres og en mengde av restresirkuleringsgassen som sendes til fraksjoneringstårnet.
2. Framgangsmåte ifølge krav 1, hvorved trinnet med å fjerne absorbersidestrømmen fra den pakkede kaldabsorberen inkluderer fjerning av absorbersidestrømmen mellom den første og andre pakkingen.
3. Framgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvorved trinnet med å splitte innløpsgasstrømmen inkluderer splitting av innløpsgasstrømmen, slik at den første fødestrømmen inneholder omtrent 70 % av innløpsgasstrømmen og den andre fødestrømmen inneholder omtrent 30 % av innløpsgasstrømmen.
4. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 3, hvorved trinnet med kjøling av den første og andre fødestrømmen inkluderer trinnene med å: (a) kjøle den første fødestrømmen ved varmevekslingskontakt med en strøm valgt fra gruppen bestående av absorbersidestrømmen, restresirkuleringsstrømmen, fraksjoneringstårntoppstrømmen, og kombinasjoner av disse; og (b) kjøle den andre fødestrømmen ved varmevekslingskontakt med en strøm valgt fra gruppen bestående av en første kokerbunnstrøm, en andre kokerbunnstrøm, og kombinasjoner av samme.
5. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 4, hvorved trinnet med å kjøle og i det minste delvis kondensere absorbersidestrømmen, inkluderer kjøling av absorbersidestrømmen, slik at hovedsakelig hele absorbersidestrømmen er i væskefase.
6. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 5, inkluderer videre trinnet med å ekspandere absorberbunnstrømmen før den tilføres til fraksjoneringstårnet.
7. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 6, inkluderer videre trinnet med å ekspandere absorbersidestrømmen før den tilføres til fraksjoneringstårnet.
8. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 7, inkluderer videre trinnet med å ekspandere restresirkuleringsstrømmen før den tilføres til fraksjoneringstårnet.
9. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 8, inkluderer videre trinnet med å tilsette absorbersidestrømmen til restresirkuleringsstrømmen for å danne den første fraksjoneringstårnfødestrømmen.
10. Apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan, C2-komponenter, C3-komponenter og tyngre hydrokarboner, i en flyktig gassfraksjon som inneholder hovedsakelig all metan og en mindre flyktig hydrokarbonfraksjon inneholdende minst 95 % av C2+ -komponentene, hvorved apparatet omfatter: (a) en første kjøler (14) for kjøling av en første fødestrøm (12a) og en andre fødestrøm (12b); (b) en pakket kaldabsorber (28) for mottak av den første fødestrømmen (12a) og den andre fødestrømmen (12b), hvorved den første fødestrømmen (12a) har en temperatur som er kaldere enn den andre fødestrømmen (12b), og den pakkede kaldabsorberen (28) omfatter i det minste en første og andre pakking (27, 29) og produserer en absorbertoppstrøm (30), en absorberbunnstrøm (32), og en absorbersidestrøm (16), der absorbersidestrømmen (16) fjernes mellom den første og andre pakkingen; (c) en første ekspander (38) for ekspandering av absorbertoppstrømmen (30); (d) et fraksjoneringstårn (34) for separering av en første fraksjoneringstårnfødestrøm (36), der absorbertoppstrømmen (30) som en andre fraksjonstårnfødestrøm (40), absorberbunnstrømmen (32) som en tredje fraksjonstårnfødestrøm (46), og en fraksjoneringstårnrefluksstrøm (18), hvorved fraksjoneringstårnet (34) produserer en fraksjoneringstårntoppstrøm (20) som inneholder hovedsakelig all metan og lettere komponenter, og en fraksjoneringstårnbunnstrøm (48) som inneholder i det minste 95 % av C2+-komponentene; (e) en første varmer (14) for oppvarming av fraksjoneringstårntoppstrømmen (20); (f) en første kompressor (42) for komprimering av fraksjoneringstårntoppstrømmen (20) for å produsere en restgasstrøm (52); (g) en andre kjøler (14) for kjøling av nevnte i det minste en del av restgasstrømmen (52); og (h) en tredje kjøler (14) for avkjøling og i det minste partielt kondensere absorbersidestrømmen (16) for å danne den første fraksjoneringstårnfødestrømmen (36).
11. Apparat ifølge krav 10, inkluderer videre en fjerde kjøler (22) for avkjøling og i det minste partiell kondensering av i det minste en del av innløpsgasstrømmen (12).
12. Apparat ifølge krav 10 eller krav 11, hvorved den første kjøleren, den andre kjøleren, den tredje kjøleren, og den første varmeren omfatter en enkelt varmeveksler (14) som forsyner varmevekslingskontakt med hver av disse strømmene.
13. Apparat ifølge et av kravene 10 til 12, inkluderer videre en andre ekspander (44) for ekspandering av i det minste en del av absorberbunnstrømmen (32) før den sendes til fraksjoneringstårnet (34).
14. Apparat ifølge et av kravene 10 til 13, inkluderer videre en tredje ekspander (19) for ekspandering av i det minste en del av restresirkuleringsstrømmen (18) før den sendes til fraksjoneringstårnet (34).
15. Apparat ifølge et av kravene 10 til 14, inkluderer videre en fjerde ekspander (21) for ekspandering av i det minste en del av absorbersidestrømmen (16) før den sendes til fraksjoneringstårnet (34).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US45307203P | 2003-03-07 | 2003-03-07 | |
PCT/US2004/006418 WO2004080936A1 (en) | 2003-03-07 | 2004-03-03 | Residue recycle-high ethane recovery process |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20054530D0 NO20054530D0 (no) | 2005-10-03 |
NO20054530L NO20054530L (no) | 2005-11-22 |
NO337416B1 true NO337416B1 (no) | 2016-04-11 |
Family
ID=32990719
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20054530A NO337416B1 (no) | 2003-03-07 | 2005-10-03 | Framgangsmåte og apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7107788B2 (no) |
EP (1) | EP1606236B1 (no) |
JP (1) | JP4541354B2 (no) |
KR (1) | KR101063063B1 (no) |
AU (1) | AU2004220136B2 (no) |
CA (1) | CA2518259C (no) |
NO (1) | NO337416B1 (no) |
WO (1) | WO2004080936A1 (no) |
Families Citing this family (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7159417B2 (en) * | 2004-03-18 | 2007-01-09 | Abb Lummus Global, Inc. | Hydrocarbon recovery process utilizing enhanced reflux streams |
US7316127B2 (en) * | 2004-04-15 | 2008-01-08 | Abb Lummus Global Inc. | Hydrocarbon gas processing for rich gas streams |
US7219513B1 (en) * | 2004-11-01 | 2007-05-22 | Hussein Mohamed Ismail Mostafa | Ethane plus and HHH process for NGL recovery |
MY146497A (en) * | 2004-12-08 | 2012-08-15 | Shell Int Research | Method and apparatus for producing a liquefied natural gas stream |
US9080810B2 (en) | 2005-06-20 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
WO2008002592A2 (en) | 2006-06-27 | 2008-01-03 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery methods and configurations |
FR2910602B1 (fr) * | 2006-12-21 | 2012-12-14 | Air Liquide | Procede et appareil de separation d'un melange comprenant au moins de l'hydrogene, de l'azote et du monoxyde de carbone par distillation cryogenique |
US8590340B2 (en) * | 2007-02-09 | 2013-11-26 | Ortoff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
WO2009023252A1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for improved natural gas liquids recovery |
US9243842B2 (en) | 2008-02-15 | 2016-01-26 | Black & Veatch Corporation | Combined synthesis gas separation and LNG production method and system |
US8640494B2 (en) * | 2008-05-15 | 2014-02-04 | Jose Lourenco | Method to produce natural gas liquids NGLs at gas Pressure Reduction Stations |
US20090282865A1 (en) | 2008-05-16 | 2009-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
US20090293537A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Ameringer Greg E | NGL Extraction From Natural Gas |
EP2364413B1 (en) * | 2008-11-10 | 2016-06-15 | 1304338 Alberta Ltd | Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng |
US9074814B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-07-07 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9939195B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-10 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
AU2010216329B2 (en) * | 2009-02-17 | 2013-11-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US8881549B2 (en) * | 2009-02-17 | 2014-11-11 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9052137B2 (en) | 2009-02-17 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9052136B2 (en) | 2010-03-31 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9080811B2 (en) * | 2009-02-17 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd | Hydrocarbon gas processing |
US9933207B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-03 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US20100287982A1 (en) | 2009-05-15 | 2010-11-18 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
AU2010259046A1 (en) * | 2009-06-11 | 2012-02-23 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9021832B2 (en) | 2010-01-14 | 2015-05-05 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9057558B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
US9068774B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-30 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
MY160636A (en) * | 2010-03-31 | 2017-03-15 | Ortloff Engineers Ltd | Hydrocarbon gas processing |
AU2011233590B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-02-26 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
US10113127B2 (en) | 2010-04-16 | 2018-10-30 | Black & Veatch Holding Company | Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas |
EP2575996A4 (en) | 2010-06-03 | 2015-06-10 | Ortloff Engineers Ltd | TREATMENT OF HYDROCARBONGAS |
CA2819128C (en) | 2010-12-01 | 2018-11-13 | Black & Veatch Corporation | Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
US10451344B2 (en) | 2010-12-23 | 2019-10-22 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
CA2763081C (en) | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
US10139157B2 (en) | 2012-02-22 | 2018-11-27 | Black & Veatch Holding Company | NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
CA2772479C (en) | 2012-03-21 | 2020-01-07 | Mackenzie Millar | Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method. |
CA2790961C (en) | 2012-05-11 | 2019-09-03 | Jose Lourenco | A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams. |
CA2787746C (en) | 2012-08-27 | 2019-08-13 | Mackenzie Millar | Method of producing and distributing liquid natural gas |
CA2798057C (en) | 2012-12-04 | 2019-11-26 | Mackenzie Millar | A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems |
CA2813260C (en) | 2013-04-15 | 2021-07-06 | Mackenzie Millar | A method to produce lng |
PE20160478A1 (es) | 2013-09-11 | 2016-05-13 | Sme Products Lp | Procesamiento de hidrocarburos gaseosos |
US9637428B2 (en) | 2013-09-11 | 2017-05-02 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
WO2015038288A1 (en) | 2013-09-11 | 2015-03-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon processing |
US10563913B2 (en) | 2013-11-15 | 2020-02-18 | Black & Veatch Holding Company | Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle |
CA2902811A1 (en) * | 2014-01-24 | 2015-07-30 | Linde Process Plants, Inc. | Methods for separating hydrocarbon gases |
US9574822B2 (en) | 2014-03-17 | 2017-02-21 | Black & Veatch Corporation | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system |
CA2958091C (en) | 2014-08-15 | 2021-05-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
WO2017045055A1 (en) | 2015-09-16 | 2017-03-23 | 1304342 Alberta Ltd. | A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng) |
DE102015016771A1 (de) * | 2015-12-23 | 2017-06-29 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur kryogenen Zerlegung von Synthesegas |
US10006701B2 (en) | 2016-01-05 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery or ethane rejection operation |
US10330382B2 (en) | 2016-05-18 | 2019-06-25 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery |
US10551118B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US10533794B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-01-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US10551119B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
MX2019001888A (es) | 2016-09-09 | 2019-06-03 | Fluor Tech Corp | Metodos y configuracion para readaptacion de planta liquidos de gas (ngl) para alta recuperacion de etano. |
US11543180B2 (en) | 2017-06-01 | 2023-01-03 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
US11428465B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-08-30 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
MX2020003412A (es) | 2017-10-20 | 2020-09-18 | Fluor Tech Corp | Implementacion de fase de plantas de recuperacion de liquido de gas natural. |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4889545A (en) * | 1988-11-21 | 1989-12-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
WO1999023428A1 (en) * | 1997-11-04 | 1999-05-14 | Abb Randall Corporation | Hydrocarbon gas separation process |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3477946A (en) * | 1967-12-28 | 1969-11-11 | Universal Oil Prod Co | Absorption process |
US4251249A (en) * | 1977-01-19 | 1981-02-17 | The Randall Corporation | Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream |
US4453958A (en) * | 1982-11-24 | 1984-06-12 | Gulsby Engineering, Inc. | Greater design capacity-hydrocarbon gas separation process |
DE3416519A1 (de) * | 1983-05-20 | 1984-11-22 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und vorrichtung zur zerlegung eines gasgemisches |
US4592588A (en) * | 1983-08-04 | 1986-06-03 | Tachikawa Spring Co., Ltd. | Vehicle seat |
CA1235650A (en) * | 1983-09-13 | 1988-04-26 | Paul Kumman | Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas |
US4596588A (en) * | 1985-04-12 | 1986-06-24 | Gulsby Engineering Inc. | Selected methods of reflux-hydrocarbon gas separation process |
DE3528071A1 (de) * | 1985-08-05 | 1987-02-05 | Linde Ag | Verfahren zur zerlegung eines kohlenwasserstoffgemisches |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4851020A (en) * | 1988-11-21 | 1989-07-25 | Mcdermott International, Inc. | Ethane recovery system |
US4895584A (en) * | 1989-01-12 | 1990-01-23 | Pro-Quip Corporation | Process for C2 recovery |
US5275005A (en) * | 1992-12-01 | 1994-01-04 | Elcor Corporation | Gas processing |
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5555748A (en) * | 1995-06-07 | 1996-09-17 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5983664A (en) * | 1997-04-09 | 1999-11-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5890378A (en) * | 1997-04-21 | 1999-04-06 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5881569A (en) * | 1997-05-07 | 1999-03-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US6182469B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-02-06 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US6109061A (en) * | 1998-12-31 | 2000-08-29 | Abb Randall Corporation | Ethane rejection utilizing stripping gas in cryogenic recovery processes |
US6453698B2 (en) * | 2000-04-13 | 2002-09-24 | Ipsi Llc | Flexible reflux process for high NGL recovery |
US6712880B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-03-30 | Abb Lummus Global, Inc. | Cryogenic process utilizing high pressure absorber column |
-
2004
- 2004-03-02 US US10/791,089 patent/US7107788B2/en active Active
- 2004-03-03 CA CA2518259A patent/CA2518259C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-03 AU AU2004220136A patent/AU2004220136B2/en not_active Ceased
- 2004-03-03 WO PCT/US2004/006418 patent/WO2004080936A1/en active Search and Examination
- 2004-03-03 EP EP04716882.8A patent/EP1606236B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-03 JP JP2006509015A patent/JP4541354B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-03 KR KR1020057016596A patent/KR101063063B1/ko active IP Right Grant
-
2005
- 2005-10-03 NO NO20054530A patent/NO337416B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4889545A (en) * | 1988-11-21 | 1989-12-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
WO1999023428A1 (en) * | 1997-11-04 | 1999-05-14 | Abb Randall Corporation | Hydrocarbon gas separation process |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR101063063B1 (ko) | 2011-09-07 |
CA2518259C (en) | 2012-05-15 |
KR20050107496A (ko) | 2005-11-11 |
AU2004220136B2 (en) | 2009-04-30 |
WO2004080936B1 (en) | 2005-04-21 |
CA2518259A1 (en) | 2004-09-23 |
NO20054530L (no) | 2005-11-22 |
AU2004220136A1 (en) | 2004-09-23 |
WO2004080936A1 (en) | 2004-09-23 |
JP2006523228A (ja) | 2006-10-12 |
US7107788B2 (en) | 2006-09-19 |
EP1606236B1 (en) | 2013-09-04 |
US20040172967A1 (en) | 2004-09-09 |
JP4541354B2 (ja) | 2010-09-08 |
EP1606236A1 (en) | 2005-12-21 |
NO20054530D0 (no) | 2005-10-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337416B1 (no) | Framgangsmåte og apparat for separering av en innløpsgasstrøm inneholdende metan | |
NO337566B1 (no) | Framgangsmåte og anordning for fjerning av metan fra en hydrokarbonstrøm. | |
NO339134B1 (no) | Fremgangsmåte ved utvinning av hydrokarboner med bruk av økte tilbakeløpsstrømmer | |
US7069744B2 (en) | Lean reflux-high hydrocarbon recovery process | |
NO337141B1 (no) | Hydrokarbon gassbehandling for fete gasstrømmer | |
AU2017200595B2 (en) | Process for Separating and Recovering Ethane and Heavier Hydrocarbons from LNG | |
NO345734B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for gjenvinning av flytende naturgass fra en gassformig fødestrøm. | |
RU2663159C2 (ru) | Способ разделения водородсодержащей углеводородной смеси, сепарационная секция и олефиновая установка | |
JP2007529712A5 (no) | ||
US6964181B1 (en) | Optimized heating value in natural gas liquids recovery scheme | |
NO870349L (no) | Fremgangsmaate for separering av hydrokarbongass-bestanddeler ved anvendelse av et fraksjoneringstaarn. | |
NO865338L (no) | Fremgangsmaate for separasjon av bestanddeler av hydrokarbongasser. | |
NO328700B1 (no) | Kryogenisk prosess som benytter en hoytrykks absorberkolonne | |
NO851803L (no) | Fremgangsmaater ved destillasjon av materialer med kokepunkter som avviker lite fra hverandre. | |
NO310163B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for kondensering av hydrogen | |
NO167361B (no) | Fremgangsmaate for separering av en blanding av hydrokarboner. | |
US6931889B1 (en) | Cryogenic process for increased recovery of hydrogen | |
JP5411496B2 (ja) | 液化天然ガス流の希薄化方法及び装置 | |
JP2002333270A (ja) | プロセス流冷却方法及びそのための熱交換装置 | |
NO319775B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for separasjon av en tyngre hydrokarbonfraksjon fra en gassholdig tilforsel som inneholder en blanding av hydrokarboner |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |