PL187777B1 - Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego - Google Patents

Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego

Info

Publication number
PL187777B1
PL187777B1 PL33034797A PL33034797A PL187777B1 PL 187777 B1 PL187777 B1 PL 187777B1 PL 33034797 A PL33034797 A PL 33034797A PL 33034797 A PL33034797 A PL 33034797A PL 187777 B1 PL187777 B1 PL 187777B1
Authority
PL
Poland
Prior art keywords
stream
carbon dioxide
liquid
fractionator
fractionation
Prior art date
Application number
PL33034797A
Other languages
English (en)
Other versions
PL330347A1 (en
Inventor
Nagelvoort Robert Klein
Gary Alan Robertson
Original Assignee
Shell Int Research
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of PL330347A1 publication Critical patent/PL330347A1/xx
Publication of PL187777B1 publication Critical patent/PL187777B1/pl

Links

Classifications

    • 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
    • F25J3/0233—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
    • 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
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single 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
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed 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
    • 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
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

1 . Sposób usuwania dwutlenku wegla, etanu i ciezszych skladników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim cisnieniu, zawierajacego metan, dwutlenek wegla etan i skladniki ciezsze, obejmujacy (a) czesciowe wykraplame i rozprezanie strumienia gazu ziemnego o wysokim cisnieniu dla uzyskania strumienia wzboga- conego w metan 1 dwutlenek wegla oraz co najmniej jednego strumienia cieczy wzbogaconej w etan i skladniki ciezsze, (b) wprowadzenie strumienia wzbogaconego w metan 1 dwu- tlenek wegla pod cisnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjo- nujacej, która zawiera szereg stopni frakcjonowania, (c) wprowadzenie stramienia(ni) cieczy pod cisnieniem frak- cjonowania do kolumny frakcjonujacej na poziomie znajdujacym sie ponizej poziomu wprowadzania strumienia, wzbogaconego w metan i dwutlenek wegla, (d) odprowadzenie z kolumny frakcjonujacej ponizej poziomu wprowadzania struinienia(ni) cieczy przynajmniej jednego stru- mienia plynu, ogrzanie strumiema(ni) plynu dla uzyskania stru- mieniami) ponownego odparowywania ( re b o i le r), a nastepnie wprowadzenie tego strumienia(m) ponownego odparowywania do kolumny frakcjonujacej, (e) odprowadzenie z dolu kolumny frakcjonujacej stru- mienia cieczy wzbogaconej w dwutlenek wegla, etan 1 sklad- niki ciezsze, oraz (f) odebranie ze szczytu kolumny frakcjonujacej szczytowego strumienia gazów wzbogaconych w metan, znamienny tym, ze obejmuje (g) chlodzenie szczytowego strumienia gazów pod cisnieniem frakcjonowania dla uzyskania plynu dwufazowego, rozdzielenie tego plynu dwufazowego na szczytowy strumien schlodzonych gazou oraz na strumien cieczy 1 wprowadzenie tego strumienia cieczy jako pierwszego sti umienia FIG . 1 PL PL PL

Description

Wynalazek dotyczy usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, obejmującego metan, dwutlenek węgla, etan i składniki cięższe. W szczególności wynalazek dotyczy sposobu dostosowanego do przypadków, w których gaz ziemny zawiera stosunkowo duże ilości dwutlenku węgla, tzn. do około 5% molowych.
Sposób opisany w US 4 444 577, dotyczący usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, zawierającego metan, dwutlenek węgla, etan i cięższe składniki, obejmuje:
(a) częściowe wykraplanie i rozprężanie strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu dla uzyskania strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla oraz co najmniej jednego strumienia cieczy wzbogaconej w etan i składniki cięższe;
(b) wprowadzenie strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla pod ciśnieniem równym ciśnieniu panującemu w układzie rozfrakcjonowania do kolumny frakcjonującej, która zawiera szereg stopni frakcjonowania;
(c) wprowadzenie strumienia(ni) cieczy pod ciśnieniem panującym w układzie rozfrakcjonowania do kolumny frakcjonującej poniżej wlotu strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla;
(d) odprowadzenie z kolumny frakcjonującej poniżej wlotu strumienia(ni) cieczy, co najmniej jednego strumienia płynu, ogrzanie tego strumienia(ni) płynu w celu uzyskania
187 777 strumienia(ni) ponownego odparowywania (reboiler), a następnie wprowadzenie tego strumieniami) ponownego odparowywania do kolumny frakcjonującej;
(e) odprowadzenie z dołu kolumny frakcjonującej strumienia cieczy wzbogaconej w dwutlenek węgla, etan i składniki cięższe; oraz (f) odebranie ze szczytu kolumny frakcjonującej strumienia gazu wzbogaconego w metan.
W znanym sposobie strumień gazów odebranych ze szczytu kolumny poddaje się częściowemu wykropleniu, aby uzyskać strumień produktów gazowych wzbogaconych w metan, oraz strumień cieczy, którą wprowadza się jako orosienie na szczyt kolumny frakcjonującej. Częściowe wykroplenie strumienia gazów ze szczytu kolumny uzyskuje się przez rozprężanie tego strumienia do niskiego ciśnienia w silniku ekspansyjnym, tj. w turbinie ekspansyjnej. Za turbiną, rozprężony i schłodzony strumień szczytowy rozdzielany jest na strumień produktów gazowych oraz na strumień cieczy, który podawany jest na szczyt kolumny frakcjonującej jako orosienie. Rozprężanie szczytowego strumienia gazów pozwala schłodzić ten strumień tak dalece, aby spowodować wykroplenie się etanu i tych składników cięższych, które zostały przez ten strumień porwane. Rozprężanie prowadzi się do ciśnienia niższego od ciśnienia rozfrakcjonowania, panującego w kolumnie frakcjonującej i dlatego strumień orosienia musi być pompowany do kolumny frakcjonującej.
Znany jest sposób oczyszczania gazu ziemnego, zawierającego do około 0,6% molowego dwutlenku węgla, który nie stosuje węzła usuwania dwutlenku węgla ze strumienia wznoszącego się.
Stwierdzono, że w przypadku gazu ziemnego o większej zawartości dwutlenku węgla, gaz ten ulega wymrażaniu w turbinie ekspansyjnej, i że wymrażanie to powoduje trudności techniczne.
Celem wynalazku jest opracowanie sposobu usuwania dwutlenku węgla, metanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, zawierającego metan, dwutlenek węgla, etan i cięższe składniki, który toleruje wysokie stężenia dwutlenku węgla w gazie ziemnym.
Według wynalazku, sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, zawierającego metan, dwutlenek węgla, etan i składniki cięższe obejmuje dodatkowo:
(g) chłodzenie szczytowego strumienia gazów pod ciśnieniem frakcjonowania dla uzyskania płynu dwufazowego, rozdzielenie tej dwufazowej mieszaniny na szczytowy strumień gazów schłodzonych oraz na strumień cieczy i wprowadzenie tego strumienia cieczy jako pierwszego strumienia orosienia (odcieku) do kolumny frakcjonującej na poziomie powyżej poziomu wprowadzania strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla; oraz (h) rozprężanie szczytowego strumienia schłodzonych gazów dla uzyskania płynu dwufazowego pod niskim ciśnieniem, rozdzielenie tego płynu dwufazowego na strumień produktów gazowych i strumień cieczy, a następnie wprowadzenie tego strumienia cieczy jako drugiego strumienia orosienia (odcieku) do kolumny frakcjonującej na poziomie powyżej poziomu wprowadzania pierwszego strumienia orosienia.
Wynalazek wykorzystuje zdolność dwutlenku węgla do rozpuszczania się w etanie. Aby usunąć wystarczająco dużo dwutlenku węgla, temperaturę do której schładza się szczytowy strumień gazów dobiera się tak, aby wykroplić tak dużą ilość etanu, aby wraz z wykroplonym etanem można było usunąć dostatecznie duże ilości dwutlenku węgla. Ten dwutlenek węgla rozpuszczony w wykroplonym etanie zawracany jest do kolumny frakcjonującej w pierwszym strumieniu orosienia.
Strumień gazu ziemnego zawiera do 5% molowych dwutlenku węgla, od 3 do 10%o molowych etanu i do około 10%o molowych składników cięższych, resztę stanowi metan. Strumień gazu ziemnego może jeszcze ewentualnie zawierać azot.
Ciśnienie gazu ziemnego wynosi zwykle 4,5 do 6,0 MPa (absolutnych), ciśnienie rozfrakcjonowania jest niższe od tego wysokiego ciśnienia i wynosi korzystnie 3,0 do 3,5 MPa (absolutnych), natomiast ciśnienie niskie jest niższe od ciśnienia rozfrakcjonowania i wynosi korzystnie od 1,5 do 2,0 MPa (absolutnych). Minimalną wartość niskiego ciśnienia dobiera się
187 777 tak, aby w niskich temperaturach odpowiadających temu niskiemu ciśnieniu i przy osiągniętym niskim stężeniu dwutlenku węgla nie zachodziło wymrażanie dwutlenku węgla.
Korzystnie drugi strumień orosienia (odcieku) podaje się na szczyt kolumny frakcjonującej.
Jeśli kolumna jest wyposażona w półki destylacyjne, to jeden stopień frakcjonowania odpowiada jednej półce frakcjonującej; jeśli jest to kolumna z wypełnieniem (usypanym lub ułożonym), stopniem frakcjonowania jest teoretyczny stopień podziału.
Każdy wymieniony w opisie i w zastrzeżeniach poziom wprowadzania strumienia do kolumny frakcjonującej, określony względem poziomu innego wprowadzanego strumienia oznacza, że między tymi dwoma poziomami znajduje się, co najmniej jeden stopień frakcjonowania; to samo dotyczy definicji poziomu odbioru strumienia z kolumny frakcjonującej. Przez szczyt kolumny frakcjonującej rozumie się tę część kolumny, która znajduje się ponad ostatnim, najwyższym stopniem frakcjonowania; dół kolumny oznacza tę część kolumny frakcjonującej, która znajduje się pod najniższym stopniem frakcjonowania.
Strumień produktów gazowych jest korzystnie stosowany do chłodzenia przez pośrednią wymianę ciepła szczytowego strumienia gazów odebranych w etapie (g).
Stwierdzono, że strumień produktów gazowych może być dodatkowo użyty do schładzania strumienia gazu ziemnego, wznoszącego się w kolumnie frakcjonującej. Aby uzyskać bardzo wydajną wymianę ciepła, strumień gazów odebranych ze szczytu kolumny używany jest do chłodzenia przez pośrednią wymianę ciepła strumienia gazów wzbogaconych w metan i dwutlenek węgla przy ciśnieniu frakcjonowania jeszcze przed wprowadzeniem tego strumienia do kolumny frakcjonującej.
Po tej wymianie ciepła strumień produktów gazowych może być dalej wykorzystany do chłodzenia przeponowego strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu.
Resztę strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu można schładzać przez pośrednią wymianę ciepła przy użyciu czynnika chłodniczego i/lub przez pośrednią wymianę ciepła, z co najmniej jednym spośród co najmniej parowo-ciekłych strumieni odbieranych z kolumny frakcjonującej w etapie (d).
Wynalazek jest zilustrowany przykładem i bardziej szczegółowo przy pomocy załączonych rysunków, z których fig. 1 przedstawia schemat przepływowy instalacji dla realizacji pierwszego wykonania wynalazku, fig. 2 przedstawia rozwiązanie alternatywne instalacji z fig. 1.
Według wynalazku, fig. 1 przedstawia pierwszy schemat przepływowy instalacji do usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, zawierającego metan, dwutlenek węgla, etan i cięższe składniki.
Gaz ziemny o wysokim ciśnieniu, doprowadzany przewodem 10, jest częściowo wykraplany w wymienniku ciepła 12, przez pośrednią wymianę ciepła z zewnętrznym czynnikiem chłodniczym, a uzyskany płyn dwufazowy kieruje się przewodem 15 do pierwszego rozdzielacza 18. Pierwszy strumień gazów z pierwszego rozdzielacza 18 odprowadza się przewodem 20, a pierwszy strumień cieczy odprowadza się przewodem 21. Pierwszy strumień gazów rozpręża się na zaworze dławiącym 24 i uzyskuje częściowe wykroplenie strumienia, który z kolei rozdzielany jest w drugim rozdzielaczu 26 na drugi strumień gazów i na drugi strumień cieczy. Drugi strumień gazów stanowi strumień wzbogacony w metan i dwutlenek węgla; strumień ten wprowadza się przewodem 30 do kolumny frakcjonującej 35; drugi strumień cieczy wprowadza się do kolumny frakcjonującej 35 przewodem 37; pierwszy strumień cieczy rozpręża się na zaworze dławiącym 39 i wprowadza przewodem 40 do kolumny frakcjonującej 35. W ten sposób ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu uzyskuje się strumień wzbogacony w lżejsze składniki, metan i dwutlenek węgla oraz dwa strumienie cieczy wzbogacone w metan i cięższe składniki; wszystkie te strumienie wprowadza się do kolumny frakcjonującej 35.
Kolumna frakcjonująca zawiera szereg stopni frakcjonowania, które tutaj przedstawiono w postaci półek destylacyjnych 43; dla jasności pominięto otwory w półkach i nie wszystkie półki oznaczono numerem porządkowym.
187 777
Płyny wprowadzane są do kolumny frakcjonującej 35 pod ciśnieniem panującym w kolumnie frakcjonującej, które nazywamy ciśnieniem frakcjonowania. Pierwszy strumień cieczy wprowadzany jest przewodem 40 do kolumny frakcjonującej 35 poniżej wlotu drugiego strumienia gazowego, który jest podawany przewodem 30; drugi strumień cieczy wprowadzany jest przewodem 37 do kolumny frakcjonującej 35 powyżej wlotu pierwszego strumienia cieczy, który jest doprowadzany przewodem 40. Dla jasności na rysunkach pominięto urządzenia wlotowe.
Aby dostarczyć ciepło do dolnej części kolumny frakcjonującej 35 poniżej poziomu wprowadzania strumieni cieczy, odbiera się strumień płynu z kolumny frakcjonującej 35, ogrzewa się go dla uzyskania strumienia obiegowego, a następnie strumień ten podaje się na kolumnę 35. W tym przypadku ciecz odbiera się przewodem 45 z dołu kolumny frakcjonującej 3.5, podgrzewa w wymienniku ciepła 46 i wprowadza na kolumnę frakcjonującą przewodem 47. Poziom zasilania ulokowany jest poniżej poziomu wprowadzania strumieni ciekłych przewodami 37 i 40.
Z dołu kolumny frakcjonującej 35 odbiera się przewodem 50 strumień cieczy wzbogaconej w etan i cięższe składniki, który dodatkowo zawiera usunięty dwutlenek węgla.
Ze szczytu kolumny frakcjonującej odprowadza się przewodem 55 strumień gazów wzbogaconych w metan. Szczytowy strumień gazów schładza się pod ciśnieniem rozfrakcjonowania w wymienniku ciepła 56 i uzyskuje mieszaninę płynu dwufazowego. Mieszaninę tę rozdziela się w rozdzielaczu 58 na strumień schłodzonych gazów szczytowych, które odprowadzane są przewodem 60, i na strumień cieczy. Strumień cieczy wprowadza się bezpośrednio przewodem 62 do kolumny frakcjonującej 35 jako pierwszy strumień orosienia powyżej wlotu drugiego strumienia gazów, który jest podawany przewodem 30.
Temperaturę, do której w wymienniku ciepła 58 schładza się szczytowy strumień gazów dobiera się tak, aby wykroplić możliwie dużo etanu i wraz ze skroplinami etanu wyprowadzić dostatecznie dużą ilość dwutlenku węgla. Dwutlenek węgla rozpuszczony w skroplonym etanie zawraca się w pierwszym strumieniu orosienia przewodem 62 do kolumny frakcjonującej. Stężenie dwutlenku węgla w szczytowym strumieniu schłodzonych gazów jest na tyle niskie, że ten dwutlenek węgla nie wymrozi się w niższych temperaturach występujących w dalszych etapach procesu.
Strumień odebranych ze szczytu kolumny i schłodzonych gazów kierowany jest przewodem 60 do turbiny ekspansyjnej 65, w której strumień ten jest rozprężany do niskiego ciśnienia, dla uzyskania płynu dwufazowego. Uzyskany płyn dwufazowy doprowadza się przewodem 61 do rozdzielacza 69, w którym rozdziela się ją na strumień produktów gazowych wzbogaconych w metan i na strumień cieczy. Strumień produktów gazowych jest odprowadzany przewodem 70 a strumień cieczy jest podawany bezpośrednio przewodem 72 jako drugi strumień orosienia na szczyt kolumny frakcjonującej 35 powyżej wlotu pierwszego strumienia orosienia doprowadzanego przewodem 62.
Ponieważ rozprężaniu towarzyszy ochłodzenie, temperatura mieszaniny dwufazowej w przewodzie 67 jest niższa od temperatury strumienia gazów odebranych ze szczytu kolumny i schłodzonych, prowadzonych przewodem 60. Zatem temperatura drugiego strumienia orosienia jest niższa od temperatury pierwszego strumienia orosienia.
Strumienie orosienia są wprowadzane do kolumny frakcjonującej 35 na poziomie wyższym od poziomu, na który podawany jest drugi strumień gazów, przy czym temperatura panująca na tym poziomie w kolumnie frakcjonującej 35 pokrywa się z temperaturą strumienia orosienia. Ponieważ drugi strumień orosienia jest chłodniejszy od pierwszego strumienia orosienia, strumień drugi wprowadza się powyżej wlotu pierwszego strumienia, przy czym korzystnie drugi strumień orosienia podawany jest na szczyt kolumny frakcjonującej 35.
Pierwszy strumień orosienia, który zawiera rozpuszczony dwutlenek węgla jest wprowadzany do kolumny frakcjonującej 35 na stosunkowo niski poziom i w związku z tym dwutlenek węgla zstępuje w dół kolumny frakcjonującej 35. Drugi strumień orosienia, który jest zimniejszy, a przy tym zawiera mniejszą ilość dwutlenku węgla, wprowadzany jest na wyższy poziom i służy jako rozpuszczalnik dwutlenku węgla.
187 777
Na rysunkach nie zaznaczono pomp potrzebnych do podawania pierwszego i drugiego strumienia orosienia do kolumny frakcjonującej 35.
Strumień produktów gazowych jest korzystnie kierowany przewodem 70 do wymiennika ciepła 56 dla schładzania strumienia gazów odbieranych ze szczytu kolumny.
Dodatkowo strumień produktów gazowych może być kierowany do wymiennika ciepła 75 w celu schładzania drugiego strumienia gazów odbieranych z drugiego rozdzielacza 26.
Ten odbiór ciepła od strumieni wprowadzanych do kolumny frakcjonującej 35, dokonywany drugiemu strumieniowi gazów rozprężonych, ma na celu odebranie ciepła od najlżejszej części gazu ziemnego podawanego do kolumny frakcjonującej 35 i w ten sposób osiągnięcie najbardziej wydajnej wymiany ciepła.
Figura 2 przedstawia alternatywne rozwiązanie instalacji z fig. 1. Części identyczne oznaczono tymi samymi numerami co na fig. 1.
Gaz ziemny o wysokim ciśnieniu, doprowadzany przewodem 10, jest rozdzielany na trzy strumienie, które schładza się oddzielnie, aby uzyskać strumienie częściowo wykroplone pod wysokim ciśnieniem. Pierwszy z tych trzech strumieni jest kierowany przewodem 80 do wymiennika ciepła 81, w którym ulega częściowemu wykropleniu w wyniku pośredniej wymiany ciepła ze strumieniem produktów gazowych; drugi strumień jest schładzany w wymienniku ciepła 12; trzeci strumień jest kierowany przewodem 83 do wymiennika ciepła 84, w którym chłodzony jest przez pośrednią wymianę ciepła ze strumieniem mieszaniny odebranej z kolumny frakcjonującej 35. Ten ostatni strumień jest odprowadzany przewodem 85 i podawany na kolumnę frakcjonującą 35 przewodem 87 jako strumień ponownego odparowywania (reboiler). Poziomy odbioru i podawania znajdują się poniżej wlotów strumieni cieczy doprowadzanych przewodami 37 i 40.
Po schłodzeniu, uzyskane trzy częściowo wykroplone strumienie łączy się i powstały połączony, częściowo skondensowany strumień kieruje się do pierwszego rozdzielacza 18. Z pierwszego rozdzielacza 18 odbiera się przewodem 20 pierwszy strumień gazu i pierwszy strumień cieczy, przy czym ten ostatni podaje się przewodem 40 na kolumnę frakcjonującą 35 pod ciśnieniem równym ciśnieniu frakcjonowania.
Pierwszy strumień gazów rozpręża się w turbinie ekspansyjnej 90 i uzyskuje strumień częściowo wykroplony pod niższym ciśnieniem. Ten częściowo wykroplony strumień jest oddzielany w drugim rozdzielaczu 26 na drugi strumień gazów, odprowadzany przewodem 30, i na drugi strumień cieczy, który jest wprowadzany przewodem 37 do kolumny frakcjonującej 35 pod ciśnieniem równym ciśnieniu frakcjonowania, powyżej wlotu pierwszego strumienia cieczy doprowadzanego przewodem 40.
Drugi strumień gazów jest schładzany przez pośrednią wymianę ciepła ze strumieniem produktów gazowych w wymienniku ciepła 75, a następnie wprowadzany pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej 35 powyżej wlotu drugiego strumienia cieczy.
Strumień produktów gazowych korzystnie spręża się w kompresorze 100 do ciśnienia panującego w przewodzie w celu uzyskania gazu sprężonego; przynajmniej część ciepła wywiązującego się przy sprężaniu odbiera się z gazu sprężonego w wymienniku ciepła 45 przez pośrednią wymianę ciepła z częścią strumienia cieczy odbieranej przewodem 45 z dołu kolumny frakcjonującej 35, dla uzyskania strumienia ponownego odparowywania (reboiler), który następnie wprowadza się przewodem 47 na kolumnę frakcjonującą 35.
Stwierdzono, że przy normalnej pracy instalacji, stężenie dwutlenku węgla nie jest stałe na całej długości kolumny frakcjonującej 35, lecz przeciwnie, osiąga wartość maksymalną na pewnym poziomie poniżej wlotów strumieni cieczy doprowadzanych przewodami 37 i 40. To maksymalne stężenie jest wyższe od stężenia dwutlenku węgla w strumieniu cieczy odbieranym z dołu kolumny frakcjonującej przewodem 50; wobec tego korzystnie jest usuwać dwutlenek węgla ze strumienia odbieranego z kolumny frakcjonującej 35 na poziomie odpowiadającym najwyższemu stężeniu dwutlenku węgla. W tym celu przewodem 110 odbiera się strumień cieczy z kolumny frakcjonującej 35 (zob. fig. 2), a następnie z tego strumienia usuwa się dwutlenek węgla na instalacji 112 usuwania dwutlenku węgla; strumień cieczy zubożonej w dwutlenek węgla kieruje się przewodem 114 do kolumny frakcjonującej 35.
187 777
Strumień bogaty w dwutlenek węgla odbierany jest z kolumny poniżej wlotu strumieniami) cieczy, a wlot strumienia zubożonego w dwutlenek węgla jest korzystnie umieszczony poniżej poziomu odbioru strumienia bogatego w dwutlenek węgla.
Instalacja wymywania dwutlenku węgla ze strumienia cieczy jest znana i nie będzie tutaj omawiana.
Turbinę ekspansyjną 65 można korzystnie zastąpić zaworem dławiącym.
Wymiennik ciepła 56 można korzystnie uzupełnić lub zastąpić wymiennikiem ciepła, w którym strumień gazów odbieranych ze szczytu kolumny schładza się przez pośrednią wymianę ciepła z zewnętrznym czynnikiem chłodniczym.
Skuteczność sposobu według wynalazku pokazują wyniki przykładowych dwóch obliczeń dotyczących schematu przepływowego pokazanego na fig. 1. W każdym z tych obliczeń gaz ziemny zawierał azot, dwutlenek węgla, metan i etan oraz składniki cięższe.
W tabeli 1 zestawiono natężenia przepływu składników, które wchodzą do układu i które opuszczają układ w sposobie według wynalazku, a w tabeli 2 podano temperatury, ciśnienia, stężenia dwutlenku węgla oraz całkowite natężenia przepływu wybranych przepływów.
Tabela 1
Natężenia przepływu składników (mole/sekundę); w górnym wierszu podane są numery przewodów na fig. 1 (według wynalazku)
Składnik 10 50 70
n2 10 - 10
CO2 30 15 15
ch4 846 1 845
C2+ 172 148 24
Razem 1058 164 894
Tabela 2
Dane dla kilku strumieni; numer strumienia oznacza numer przewodu na fig. 1 (według wynalazku)
Strumień T,°C P, MPa (absolutne) CO, % molowy Natężenie przepływu mole/sekundę
10 19 5,42 2,8 1 058
55 -78 3,00 2.2 967
62 -81 2,95 6,0 37
60 -81 2,95. 2,0 930
72 -90 2,28 6,8 30
70 -90 2,28 1,6 900
50 20 2,95 9,1 164
Poniższe wyniki dotyczą obliczeń wykonanych metodą opisaną w US 4 444 577. Metoda ta różni się od metody tego wynalazku tym, że strumień odebranych ze szczytu kolumny
187 777 gazów (przewód 55) jest kierowany bezpośrednio do turbiny ekspansyjnej (65); w tabeli 4 to bezpośrednie połączenie zaznaczono jako strumień 55-60.
W tabeli 3 podano natężenia przepływów składników wchodzących do układu i opuszczających układ sposobem nie według wynalazku, a w tabeli 4 podano temperatury, ciśnienia, stężenia dwutlenku węgla oraz całkowite natężenia przepływu dla wybranych strumieni.
Tabela 3
Natężenia przepływu składników (mole/sekundę); w górnym wierszu podano numery przewodów na fig. 1 (dotychczasowy stan techniki)
Składnik 10 50 70
n2 10 - 10
CO2 30 11 19
ch4 846 1 845
C2+ 172 135 37
Razem 1058 147 911
Tabela 4
Dane dla wybranych strumieni; numer strumienia oznacza numer przewodu na fig. 1 (dotychczasowy stan techniki)
Strumień T,°C P, MPa (absolutne) CO2 % molowy Natężenie przepływu mole/sekundę
10 19 5,42 2,8 1 058
55-60 -78 2,95 2,5 943
72 -88 2,13 7,2 35
70 -88 2,13 2,2 908
50 21 2,95 7,4 150
Z porównania danych w tabelach 1 i 3 wynika, że sposobem według wynalazku usuwa się więcej dwutlenku węgla: sposobem według wynalazku w strumieniu 50 cieczy odbieranej z dołu kolumny odprowadza się 15 moli CO2/sekundę w porównaniu z 11 molami CC>2 /sekundę odbieranymi według dotychczasowego stanu techniki. Rezultatem jest mniejsza ilość dwutlenku węgla w strumieniu gazów 60 dostarczanych do turbiny ekspansyjnej 65 sposobem według wynalazku, w porównaniu ze sposobem według dotychczasowego stanu techniki (zob. tabele 2 i 4); w konsekwencji temperatura strumienia dostarczanego do rozdzielacza 69 może być niższa, a mimo to wymrażanie nie występuje.
Z porównania danych w tabelach 1 i 3 wynika ponadto, że sposobem według wynalazku usuwa się więcej etanu i cięższych składników: w strumieniu 50 cieczy odbieranej z dołu kolumny usuwa się 148 moli C2+/sekundę (według wynalazku) w porównaniu ze 135 C2+/'sekundę (dotychczasowy' stan techniki).
Powyższe przykłady dowodzą, że w sposobie według wynalazku uzyskuje się znaczącą poprawę w usuwaniu dwutlenku węgla i etanu oraz cięższych składników z gazu ziemnego.

Claims (10)

1. Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu, zawierającego metan, dwutlenek węgla, etan i składniki cięższe, obejmujący:
(a) częściowe wykraplanie i rozprężanie strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu dla uzyskania strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla oraz co najmniej jednego strumienia cieczy wzbogaconej w etan i składniki cięższe;
(b) wprowadzenie strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej, która zawiera szereg stopni frakcjonowania;
(c) wprowadzenie strumienia(ni) cieczy pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej na poziomie znajdującym się poniżej poziomu wprowadzania strumienia, wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla;
(d) odprowadzenie z kolumny frakcjonującej poniżej poziomu wprowadzania strumieniami) cieczy przynajmniej jednego strumienia płynu, ogrzanie strumienia(ni) płynu dla uzyskania strumienia(ni) ponownego odparowywania (reboiler), a następnie wprowadzenie tego strumienia(ni) ponownego odparowywania do kolumny frakcjonującej;
(e) odprowadzenie z dołu kolumny frakcjonującej strumienia cieczy wzbogaconej w dwutlenek węgla, etan i składniki cięższe; oraz (f) odebranie ze szczytu kolumny frakcjonującej szczytowego strumienia gazów wzbogaconych w metan, znamienny tym, że obejmuje:
(g) chłodzenie szczytowego strumienia gazów pod ciśnieniem frakcjonowania dla uzyskania płynu dwufazowego, rozdzielenie tego płynu dwufazowego na szczytowy strumień schłodzonych gazów oraz na strumień cieczy i wprowadzenie tego strumienia cieczy jako pierwszego strumienia orosienia do kolumny frakcjonującej na poziomie powyżej poziomu wprowadzania strumienia wzbogaconego w metan i dwutlenek węgla; oraz (h) rozprężanie szczytowego strumienia schłodzonych gazów dla uzyskania płynu dwufazowego pod niskim ciśnieniem, rozdzielenie tego płynu dwufazowego na strumień produktów gazowych i strumień cieczy, a następnie wprowadzenie tego strumienia cieczy jako drugiego strumienia orosienia do kolumny frakcjonującej na poziomie powyżej poziomu wprowadzania pierwszego strumienia orosienia.
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że szczytowy strumień gazów schładza się przez pośrednią wymianę ciepła ze strumieniem produktów gazowych.
3. Sposób według zastrz. 1 albo 2, znamienny tym, że strumień wzbogacony w metan i dwutlenek węgla pod ciśnieniem frakcjonowania schładza się przez pośrednią wymianę ciepła strumieniem produktów gazowych przed wprowadzeniem tego strumienia do kolumny frakcjonującej.
4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że część strunrenia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu schładza się przez pośrednią wymianę ciepła ze strumieniem produktów gazowych. '
5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że resztę strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu schładza się przez pośrednią wymianę ciepła z czynnikiem chłodniczym i/lub przez pośrednią wymianę ciepła z co najmniej jednym spośród strumieni mieszanin odbieranych w etapie (d) z kolumny frakcjonującej.
6. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że strumień produktów gazowych jest sprężany do ciśnienia panującego w przewodzie dla otrzymania strumienia sprężonych produktów gazowych.
7. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że co najmniej część ciepła sprężania odprowadza się z otrzymanego sprężonego gazu przez pośrednią wymianę ciepła z częścią
187 777 strumienia cieczy odbieranej z dołu kolumny frakcjonującej dla uzyskania strumienia ponownego odparowywania (reboiler), który podaje się do kolumny frakcjonującej.
8. Sposób według zastrz. 1 albo 2, znamienny tym, że etapy (a), (b) i (c) obejmują chłodzenie przynajmniej części strumienia gazu ziemnego o wysokim ciśnieniu przez pośrednią wymianę ciepła ze strumieniem produktu gazowego i chłodzenie pozostałości przez pośrednią wymianę ciepła z czynnikiem chłodniczym przy i/lub przez pośrednią wymianę ciepła z przynajmniej jednym strumieniem płynu odbieranego z kolumny frakcjonującej w etapie (d) dla uzyskania częściowo skroplonego strumienia(ni) pod wysokim ciśnieniem; łączenie tych częściowo wykroplonych strumieni; rozdzielenie połączonych, częściowo wykroplonych strumieni na pierwszy strumień gazowy i na pierwszy strumień cieczy, przy czym ten ostatni strumień wprowadza się pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej; rozprężanie pierwszego strumienia gazów dla otrzymania częściowo wykroplonego strumienia pod niższym ciśnieniem; rozdzielenie tego częściowo wykroplonego strumienia na drugi strumień gazów i na drugi strumień cieczy, przy czym ten ostatni strumień wprowadza się pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej na poziomie powyżej poziomu wprowadzania pierwszego strumienia cieczy; schładzanie przez pośrednią wymianę ciepła drugiego strumienia gazów strumieniem produktów gazowych, i wprowadzanie ochłodzonego drugiego strumienia gazowego pod ciśnieniem frakcjonowania do kolumny frakcjonującej powyżej poziomu wprowadzania drugiego strumienia cieczy.
9. Sposób według zastrz. 8, znamienny tym, że strumień produktów gazowych jest sprężany do ciśnienia panującego w przewodzie dla uzyskania gazu sprężonego, przy czym przynajmniej część ciepła sprężania odbiera się ze sprężonych gazów przez pośrednią wymianę ciepła z częścią strumienia cieczy odbieranej z dołu kolumny frakcjonującej dla otrzymania strumienia ponownego odparowywania (reboiler), który wprowadza się do kolumny frakcjonującej.
10. Sposób według zastrz. 1. znamienny tym, że obejmuje odbiór z kolumny frakcjonującej poniżej poziomu wprowadzania strumieni cieczy w etapie (c), strumienia cieczy, odbieranie dwutlenku węgla z tego strumienia cieczy dla uzyskania strumienia cieczy o obniżonym stężeniu dwutlenku węgla i wprowadzanie tego strumienia cieczy o obniżonym stężeniu dwutlenku węgla do kolumny frakcjonującej.
PL33034797A 1996-06-05 1997-06-04 Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego PL187777B1 (pl)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP96201560 1996-06-05
PCT/EP1997/002979 WO1997046503A1 (en) 1996-06-05 1997-06-04 Removing carbon dioxide, ethane and heavier components from a natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
PL330347A1 PL330347A1 (en) 1999-05-10
PL187777B1 true PL187777B1 (pl) 2004-10-29

Family

ID=8224049

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PL33034797A PL187777B1 (pl) 1996-06-05 1997-06-04 Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego

Country Status (14)

Country Link
US (1) US5960644A (pl)
AR (1) AR007346A1 (pl)
AU (1) AU705205B2 (pl)
BR (1) BR9709429A (pl)
CA (1) CA2256611C (pl)
DE (2) DE19781761B4 (pl)
DZ (1) DZ2244A1 (pl)
EA (1) EA000759B1 (pl)
GB (1) GB2329904B (pl)
MY (1) MY128321A (pl)
NO (1) NO317566B1 (pl)
PE (1) PE90698A1 (pl)
PL (1) PL187777B1 (pl)
WO (1) WO1997046503A1 (pl)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6278096B1 (en) 1999-08-03 2001-08-21 Shell Oil Company Fabrication and repair of electrically insulated flowliness by induction heating
US6509557B1 (en) 1999-08-03 2003-01-21 Shell Oil Company Apparatus and method for heating single insulated flowlines
US6278095B1 (en) 1999-08-03 2001-08-21 Shell Oil Company Induction heating for short segments of pipeline systems
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US6425266B1 (en) * 2001-09-24 2002-07-30 Air Products And Chemicals, Inc. Low temperature hydrocarbon gas separation process
US6823692B1 (en) 2002-02-11 2004-11-30 Abb Lummus Global Inc. Carbon dioxide reduction scheme for NGL processes
PE20060989A1 (es) * 2004-12-08 2006-11-06 Shell Int Research Metodo y dispositivo para producir una corriente de gas natural liquido
US20060162924A1 (en) * 2005-01-26 2006-07-27 Dominion Oklahoma Texas Exploration & Production, Inc. Mobile gas separation unit
US20090194461A1 (en) * 2006-05-30 2009-08-06 Eduard Coenraad Bras Method for treating a hydrocarbon stream
WO2007144395A2 (en) * 2006-06-16 2007-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
EP2054685A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
RU2460022C2 (ru) * 2006-10-24 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для обработки потока углеводородов
CA2688638C (en) * 2007-05-18 2016-06-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of a target gas from a mixture of gases by swing adsorption with use of a turboexpander
US8529663B2 (en) * 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for removing a target gas from a mixture of gases by swing adsorption
US8444750B2 (en) * 2007-05-18 2013-05-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of CO2, N2, or H2S from gas mixtures by swing adsorption with low mesoporosity adsorbent contactors
US8529662B2 (en) * 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
US8545602B2 (en) * 2007-05-18 2013-10-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of CO2, N2, and H2S from gas mixtures containing same
RU2488759C2 (ru) * 2008-02-20 2013-07-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения и разделения углеводородного потока
FR2936864B1 (fr) * 2008-10-07 2010-11-26 Technip France Procede de production de courants d'azote liquide et gazeux, d'un courant gazeux riche en helium et d'un courant d'hydrocarbures deazote et installation associee.
EP2189513A1 (en) * 2008-11-21 2010-05-26 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method for processing gas
WO2010133482A2 (en) * 2009-05-18 2010-11-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
US20130186132A1 (en) * 2012-01-25 2013-07-25 Istvan Banszky System and Method of Capturing, Processing and Utilizing Stranded Natural Gas
US20160194210A1 (en) 2012-12-18 2016-07-07 Invista North America S.A R.L. Hydrogen cyanide production with treated natural gas as source or methane-containing feedstock
EP2935114A1 (en) 2012-12-18 2015-10-28 Invista Technologies S.à.r.l. Hydrogen cyanide production with controlled feedstock composition
US20150114034A1 (en) * 2013-10-25 2015-04-30 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of Carbon Dioxide
US10254042B2 (en) 2013-10-25 2019-04-09 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
EP3389807A4 (en) * 2015-12-18 2019-08-14 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. SYSTEMS AND METHODS FOR RECOVERING LIGHT HYDROCARBONS DESIRED FROM REFINERY GASEOUS WASTE USING DOWNSTREAM TURBODETENDER
US20170176097A1 (en) * 2015-12-18 2017-06-22 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Systems and Methods for Recovering Desired Light Hydrocarbons from Refinery Waste Gas Using a Back-End Turboexpander
GB2556878A (en) * 2016-11-18 2018-06-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Hydrocarbon separation process and apparatus
EP4345406A1 (en) * 2022-09-29 2024-04-03 Sulzer Management AG Plant and method for separating liquified petroleum gas from fuel gas by cryogenic distillation

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4115086A (en) * 1975-12-22 1978-09-19 Fluor Corporation Recovery of light hydrocarbons from refinery gas
IT1056904B (it) * 1976-03-05 1982-02-20 Snam Progetti Procedimento per la purificazione di gas naturali ad alto contenuto di gas acidi
DE2849344A1 (de) * 1978-11-14 1980-05-29 Linde Ag Verfahren zur abtrennung einer c tief 2+ -kohlenwasserstoff-fraktion aus erdgas
US4451274A (en) * 1981-10-01 1984-05-29 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US4444577A (en) * 1982-09-09 1984-04-24 Phillips Petroleum Company Cryogenic gas processing
FR2557586B1 (fr) * 1983-12-30 1986-05-02 Air Liquide Procede et installation de recuperation des hydrocarbures les plus lourds d'un melange gazeux
DE3441307A1 (de) * 1984-11-12 1986-05-15 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur abtrennung einer c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoff-fraktion aus erdgas
DE3445994A1 (de) * 1984-12-17 1986-06-19 Linde Ag Verfahren zur gewinnung von c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)- oder von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen

Also Published As

Publication number Publication date
GB9824633D0 (en) 1999-01-06
CA2256611C (en) 2006-02-21
US5960644A (en) 1999-10-05
GB2329904A (en) 1999-04-07
NO985672D0 (no) 1998-12-04
NO317566B1 (no) 2004-11-15
AR007346A1 (es) 1999-10-27
MY128321A (en) 2007-01-31
EA199801080A1 (ru) 1999-04-29
DE19781761B4 (de) 2005-03-31
PL330347A1 (en) 1999-05-10
GB2329904A8 (en) 1999-04-12
AU705205B2 (en) 1999-05-20
PE90698A1 (es) 1999-01-08
EA000759B1 (ru) 2000-04-24
CA2256611A1 (en) 1997-12-11
WO1997046503A1 (en) 1997-12-11
DZ2244A1 (fr) 2002-12-18
GB2329904B (en) 1999-10-27
BR9709429A (pt) 1999-08-10
NO985672L (no) 1998-12-04
DE19781761T1 (de) 1999-06-17
AU3337397A (en) 1998-01-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
PL187777B1 (pl) Sposób usuwania dwutlenku węgla, etanu i cięższych składników ze strumienia gazu ziemnego
CA1235650A (en) Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
US9074814B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US10227273B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US6915662B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US8881549B2 (en) Hydrocarbon gas processing
AU691433B2 (en) Method of liquefying and treating a natural gas
US6053007A (en) Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
CA2351423C (en) Hydrocarbon gas processing
US4311496A (en) Preliminary condensation of methane in the fractionation of a gaseous mixture
US7357003B2 (en) Process and apparatus for separation of hydrocarbons
EP0095739B1 (en) Nitrogen rejection from natural gas with co2 and variable n2 content
US7856848B2 (en) Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus
US4718927A (en) Process for the separation of C2+ hydrocarbons from natural gas
US5421167A (en) Enhanced olefin recovery method
JP2008523186A (ja) 液化天然ガス流の製造方法及び装置
AU625726B2 (en) Separation of gas and oil mixtures
Thomas et al. Conceptual studies for CO2/natural gas separation using the controlled freeze zone (CFZ) process
US5588306A (en) Process for obtaining an ethane-rich fraction for refilling an ethane-containing refrigerant circuit of a process for liquefaction of a hydrocarbon-rich fraction
US11884621B2 (en) System, apparatus, and method for hydrocarbon processing
US6318119B1 (en) High-pressure gas fractionating process and system
KR20130009728A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법

Legal Events

Date Code Title Description
LAPS Decisions on the lapse of the protection rights

Effective date: 20100604