RU2367860C1 - Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа - Google Patents

Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2367860C1
RU2367860C1 RU2007147253/06A RU2007147253A RU2367860C1 RU 2367860 C1 RU2367860 C1 RU 2367860C1 RU 2007147253/06 A RU2007147253/06 A RU 2007147253/06A RU 2007147253 A RU2007147253 A RU 2007147253A RU 2367860 C1 RU2367860 C1 RU 2367860C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
irrigation
ethane
location
enriched
Prior art date
Application number
RU2007147253/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007147253A (ru
Inventor
Адам Адриан БРОСТОУ (US)
Адам Адриан БРОСТОУ
Марк Джулиан РОБЕРТС (US)
Марк Джулиан РОБЕРТС
Original Assignee
Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
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 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. filed Critical Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
Publication of RU2007147253A publication Critical patent/RU2007147253A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2367860C1 publication Critical patent/RU2367860C1/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. 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
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F25J1/0241—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling wherein the overhead cooling comprises providing reflux for a 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0258—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines vertical layout of the equipments within in the cold box
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant 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
    • F25J3/0242—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 3 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
    • F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure 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
    • 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
    • F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
    • 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
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/64—Propane or propylene
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (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
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising 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
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Объединенный способ производства природного газоконденсата и сжиженного природного газа включает подачу газа в колонну-скруббер в первом местоположении, отвод из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами, более тяжелыми, чем метан, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан. Далее охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток. Разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения. Вводят обогащенный метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения. Сжижают второй поток пара верхнего погона в основном теплообменнике, чтобы обеспечить продукт СПГ. Разделяют поток отстоя, чтобы обеспечить обогащенный этаном поток и поток продукта ПГК, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем этан. Полностью конденсируют обогащенный этаном поток при температуре ниже температуры подачи в колонну-скруббер в основном теплообменнике и нагнетают сконденсированный поток в колонну-скруббер в качестве второго потока орошения в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения. Техническим результатом является повышение эффективности. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Уровень техники изобретения
Настоящее изобретение относится к отделению метана от примеси этана и более тяжелых углеводородов и имеет конкретное, но не исключительное, применение в объединенном способе, в котором природный газоконденсат (ПГК) извлекается, и сжиженный природный газ (СПГ) производится из природного газа (ПГ).
Природный газ содержит главным образом метан и второстепенные компоненты, которые включают более тяжелые углеводороды. Сжиженный природный газ содержит главным образом метан. Углеводороды, более тяжелые, чем метан, обычно конденсируются и извлекаются как природный газоконденсат и фракционируются, чтобы производить ценные углеводородные продукты.
Типичная система сжижения ПГ содержит колонну-скруббер, в которую подается сырой природный газ или газ из трубопровода и производится богатый метаном пар верхнего погона и ПГК как жидкий отстой. Часть богатого метаном пара верхнего погона частично конденсируется, чтобы обеспечить орошение для колонны, и остаток сжижается, чтобы обеспечить продукт СПГ. Жидкий отстой фракционируется, чтобы получить отдельные углеводороды и/или погоны (фракции) углеводорода как ценные продукты.
Эффективность сжижения улучшается с увеличением давления, и соответственно давление сжижения ПГ должно быть значительно выше критического давления метана для того, чтобы минимизировать расход энергии для процесса СПГ. Однако извлечение тяжелых углеводородов посредством колонны-скруббера становится более трудным при повышении давления, и невозможно разделять смесь при давлении выше ее критического давления. Следовательно, колонна-скруббер должна работать при давлении значительно ниже, чем критическое давление метана, для того, чтобы достичь удовлетворительного разделения. Обычное решение состоит в том, чтобы производить расширение подачи в колонну-скруббер и затем сжимать пар верхнего погона. Работа, полученная от изоэнтропийного расширения подачи, может быть использована, чтобы, по меньшей мере, частично осуществить привод компрессора(ов) верхнего погона. Такое решение показано в US-A-4065278 (опубликованный 27 декабря 1977).
Расширения подачи в колонну-скруббер, за которым следует сжатие пара верхнего погона, можно избежать посредством рециркуляции тяжелых компонентов, полученных из фракционирования ПГК, в верхнюю часть колонны-скруббера или вблизи нее как абсорбирующей жидкости. Например, Chen-Hwa Chiu (Журнал по нефти и газу, 24 ноября 1997, 56-63) сообщает, что использование рециркуляции тяжелого алкана, как, например, всей или части фракции C4 ПГК, в колонну-скруббер процесса СПГ может повысить критическое давление отделяемой смеси и таким образом рабочее давление для колонны-скруббера. В служащем примером способе имеется частичная или полная рециркуляция фракции C4 ПГК, извлеченной из дебутанизатора.
WO 01101307/US-A-2003005722/US-B-6,742,358 (опубликованный 2 декабря 2002/9 января 2003/1 июня 2004) раскрывает способы СПГ, в которых орошение для верхней части колонны-скруббера обеспечивается посредством конденсации пара, отводимого из местоположения в середине колонны. Он также раскрывает способы, в которых паровые и жидкие фракции частично сконденсированного подаваемого газа фракционируются раздельно, и жидкий отстой от фракционирования паровой фракции обеспечивает орошение для середины или верхней части для фракционирования жидкой фракции. Во всех этих способах пар верхнего погона из колонны-скруббера сжимается перед сжижением.
DE-A-10205366 (опубликованный 21 августа 2003) раскрывает способ СПГ, в котором обогащенный этаном пар верхнего погона из колонны-скруббера охлаждается и проходит во вторую колонну для удаления остаточных высших углеводородов. Жидкий отстой из второй колонны обеспечивает орошение для колонны-скруббера. Предпочтительно фракция C4/С5 ПГК обеспечивает орошение во вторую колонну. Функции этих двух колонн по ректификации и адсорбции могут быть объединены в одной колонне.
US-A-6662589/EP-A-1469266 (опубликованный 16 декабря 2003/20 октября 2004) раскрывает способ СПГ, в котором фракция ПГК, включающая компоненты более тяжелые, чем этан, подается в колонну-скруббер как абсорбирующая жидкость в местоположении между подачей природного газа и подачей обогащенного метаном потока орошения. В служащем примером варианте осуществления поток орошения получается посредством частичной конденсации пара верхнего погона из колонны-скруббера. Верхний погон колонны-скруббера не сжимается перед сжижением, чтобы обеспечить продукт СПГ.
WO 2004/010064 (опубликованный 29 января 2004) раскрывает способ СПГ, в котором фракция ПГК С4/С5 прямо или непрямо подается в колонну-скруббер, чтобы обеспечить дополнительное орошение. Фракция подается в колонну в месте подачи орошения, обеспечиваемого посредством частичной конденсации пара верхнего погона колонны или выше него.
Критическое давление смеси в колонне-скруббере может быть увеличено также посредством орошения колонны обогащенным этаном потоком. Это также дает возможность хорошего разделения С2-С3 и высокого извлечения пропана (С3) из ПГК.
WO-A-0188447/US-A-6,401,486 (опубликованный 22 ноября 2001/11 июня 2002) раскрывает способ СПГ, в котором орошение для верхней части колонны-скруббера обеспечивается посредством конденсации пара, содержащего главным образом метан и этан с очень небольшим количеством пропана. Пар верхнего погона колонны-скруббера полностью сжижается, чтобы обеспечить продукт СПГ, и отстой колонны-скруббера фракционируется в очистной колонне ПГК. Пар сконденсированный, чтобы обеспечить указанное орошение верхней части, может быть получен из:
(i) пара верхнего погона от фракционирования ПГК и по выбору пара мгновенного испарения, полученного посредством мгновенного испарения сжиженного и предпочтительно переохлажденного пара верхнего погона колонны-скруббера до давления вблизи атмосферного;
(ii) проскакивающего потока части подаваемого газа;
(iii) пара мгновенного испарения, полученного посредством мгновенного испарения сжиженного и предпочтительно переохлажденного пара верхнего погона колонны-скруббера до давления вблизи атмосферного; или
(iv) части сжиженного и предпочтительно переохлажденного пара верхнего погона колонны-скруббера.
В вариантах (i), (iii) и (iv) дополнительное орошение в колонну-скруббер может быть обеспечено посредством конденсации проскальзывающего потока части подаваемого газа, но здесь не имеется доктрины обеспечения орошения, извлеченного как из фракционирования ПГК, так и частично сконденсированного пара верхнего погона колонны-скруббера. В этих способах нет необходимости сжимать пар верхнего погона колонны-скруббера перед сжижением.
EP-A-0178207/US-A-4,690,702 (опубликованный 15 апреля 1986/1 сентября 1987); DE-A-3802553/US-A-4,952,305 (опубликованный 3 августа 1989/28 августа 1990); и EP-A-0535752/US-A-5,291,736 (опубликованный 7 апреля 1993/8 марта 1994) все раскрывают способы СПГ, в которых орошение в колонну-скруббер обеспечивается посредством смеси метана и этана, полученной посредством конденсации пара верхнего погона из фракционирования ПГК. Ни один из этих патентов не показывает орошения, полученного посредством частичной конденсации продукта верхнего погона.
Теперь обнаружено, что извлечение ПГК и продукта природного газа может быть улучшено посредством объединения выгод от орошения, полученного посредством частичной конденсации пара верхнего погона колонны-скруббера, с выгодами от богатого этаном орошения и абсорбирующей жидкости, эффективным образом с точки зрения термодинамической эффективности, простоты оборудования и извлечения ценных компонентов, как, например, пропан и бутан.
Краткое изложение сущности изобретения
В его самом широком аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ извлечения компонентов более тяжелых, чем метан, из подачи метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов), причем способ включает стадии:
вводят подачу в колонну-скруббер в первом местоположении;
отводят из колонны-скруббера первый поток пара верхнего погона, обедненный компонентами, более тяжелыми, чем метан, и поток отстоя, обогащенный компонентами более тяжелыми, чем метан;
охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
вводят обогащенный метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения;
разделяют поток отстоя на обогащенный этаном поток и один или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан; и
вводят в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенный этаном второй поток орошения, извлеченный из обогащенного этаном потока.
В предпочтительном варианте осуществления этого изобретения обогащенный этаном поток, предпочтительно верхний погон деэтанизатора, полученный из фракционирования ПГК, конденсируется, нагнетается, объединяется с потоком орошения, полученным посредством частичной конденсации пара верхнего погона колонны-скруббера, и рециркулирует в колонну-скруббер, предпочтительно в сборник орошающей фракции колонны-скруббера. Это дает возможность колонне-скрубберу работать при более высоком давлении посредством увеличения критического давления смеси и также улучшает разделение этана-пропана. Обогащенный этаном поток может быть полностью сконденсирован с использованием охлаждения смешанным холодильным агентом (MR), доступного в основном теплообменнике процесса СПГ, чтобы максимизировать выгоду.
Использование рециркулирующего потока тяжелой фракции, в особенности пентана и изопентана, может также быть выгодно. Такой поток может быть введен либо в сборник орошающей фракции либо непосредственно в колонну-скруббер. Рециркулирующие тяжелые и легкие фракции могут быть объединены и охлаждены по отдельности или предпочтительно смешаны с потоком орошения, полученным посредством конденсации пара верхнего погона колонны-скруббера. Орошение, полученное посредством конденсации пара верхнего погона, типично составляет более чем приблизительно 80% от всего жидкого орошения (включая любой поток рециркулирующих тяжелых фракций) в колонну-скруббер. В предпочтительном выполнении охлаждение имеет место в теплом пучке основного теплообменника процесса СПГ.
Подробное описание изобретения
Как упомянуто выше, настоящее изобретение обеспечивает в его самом широком аспекте способа способ извлечения компонентов более тяжелых, чем метан, из подачи метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов), причем способ включает стадии:
вводят подачу в колонну-скруббер в первом местоположении;
отводят из колонны-скруббера первый поток пара верхнего погона, обедненный компонентами более тяжелыми, чем метан, и поток отстоя, обогащенный компонентами более тяжелыми, чем метан;
охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
вводят обогащенный метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения;
разделяют поток отстоя на обогащенный этаном поток и один или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан; и
вводят в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенный этаном второй поток орошения, извлеченный из обогащенного этаном потока.
В соответствующем аспекте устройства настоящее изобретение обеспечивает устройство для извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из подачи метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов) посредством способа в вышеупомянутом аспекте, причем указанное устройство содержит:
колонну-скруббер;
трубопровод для введения подачи в колонну-скруббер в первом местоположении;
трубопровод для отвода из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами более тяжелыми, чем метан, и потока отстоя, обогащенного компонентами более тяжелыми, чем метан;
теплообменник для охлаждения и частичной конденсации первого потока пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
средство для сепарации для разделения первого двухфазного потока, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
трубопровод для введения богатого метаном первого потока орошения во втором местоположении в колонну-скруббер выше первого местоположения;
средство для сепарации для разделения потока отстоя на обогащенный этаном поток и один или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан; и
трубопровод для введения в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенного этаном второго потока орошения, извлеченного из обогащенного этаном потока.
В предпочтительном аспекте способа изобретение обеспечивает способ получения сжиженного метана из подачи метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов), причем указанный способ включает стадии:
вводят подачу в колонну-скруббер в первом местоположении;
отводят из колонны-скруббера первый поток пара верхнего погона, обедненный компонентами более тяжелыми, чем метан, и поток отстоя, обогащенный компонентами более тяжелыми, чем метан;
охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
сжижают второй поток пара верхнего погона;
вводят богатый метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения;
разделяют поток отстоя на обогащенный этаном поток и один или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан; и
вводят в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенный этаном второй поток орошения, извлеченный из обогащенного этаном потока.
В предпочтительном аспекте устройства настоящее изобретение обеспечивает устройство для получения сжиженного метана из подачи метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов) посредством способа в соответствии с указанным предпочтительным аспектом способа, причем указанное устройство содержит:
колонну-скруббер;
трубопровод для введения подачи в колонну-скруббер в первом местоположении;
трубопровод для отвода из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами более тяжелыми, чем метан, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
теплообменник для охлаждения и частичной конденсации первого потока пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
средство для сепарации для разделения первого двухфазного потока, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
теплообменник для сжижения указанного второго потока пара верхнего погона;
трубопровод для введения богатого метаном первого потока орошения во втором местоположении в колонну-скруббер выше первого местоположения;
средство для сепарации для разделения потока отстоя на обогащенный этаном поток и один или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан; и
трубопровод для введения в колонну-скруббер, в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенного этаном второго потока орошения, извлеченного из обогащенного этаном потока.
Как указано выше, предпочтительно, чтобы подача представляла собой подачу охлажденного природного газа, и второй пар верхнего погона сжижался, чтобы обеспечить продукт, сжиженный природный газ.
Обогащенный этаном второй поток орошения может быть подан в колонну-скруббер отдельно от богатого метаном первого потока орошения, но предпочтительно, чтобы он смешивался с богатым метаном первым потоком орошения перед введением в колонну-скруббер. Обогащенный этаном поток может частично или полностью конденсироваться перед смешиванием с богатым метаном первым потоком орошения. Смешивание соответственно имеет место выше по потоку, чем сборник орошающей фракции, или в нем посредством подачи первого двухфазного потока в нижнюю часть колонны-абсорбера, в которую обогащенный этаном второй поток орошения подается как орошение.
Обогащенный этаном поток, отдельно или после смешивания с одним или более другими потоками процесса предпочтительно конденсируется при температуре ниже температуры подачи в колонну-скруббер, и сконденсированный поток нагнетается перед введением в колонну-скруббер как обогащенный этаном второй поток орошения. Указанная температура обычно находится ниже -32°F (-35,5°C).
Обычно обогащенный этаном поток (130) представляет собой пар верхнего погона деэтанизатора. Метан может быть удален из обогащенного этаном потока, посредством чего второй поток орошения состоит, по существу, из этана. Предпочтительно второй поток орошения содержит менее чем приблизительно 0,05% пропана.
Обычно обогащенный метаном первый поток орошения составляет, по меньшей мере, приблизительно 80% всего орошения (то есть жидкости, подаваемой в колонну-скруббер выше первого местоположения) и второй поток орошения будет менее чем приблизительно 20% всего орошения.
Предпочтительно более чем 90%, в особенности более чем 96% пропана и/или бутана, содержащегося в подаче, извлекается из потока отстоя как продукт.
Как показано на фиг.6, первый поток верхнего погона может быть частично сконденсирован на двух ступенях, и жидкая фракция из каждой конденсации подается в колонну-скруббер как орошение.
В предпочтительном варианте осуществления способ по изобретению включает стадии:
вводят подачу в колонну-скруббер в первом местоположении;
отводят из колонны-скруббера первый поток пара верхнего погона, обедненный компонентами более тяжелыми, чем метан, и поток отстоя, обогащенный компонентами более тяжелыми, чем метан;
охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
вводят богатый метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения;
разделяют поток отстоя на обогащенный этаном поток и два или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан, включая поток абсорбирующей жидкости, обогащенной компонентом(ами) более тяжелым, чем этан;
вводят в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенный этаном второй поток орошения, извлеченный из обогащенного этаном потока, и
вводят абсорбирующую жидкость в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения, третьего местоположения и четвертого местоположения выше первого местоположения.
В соответствующем предпочтительном варианте осуществления устройства устройство по изобретению содержит:
колонну-скруббер;
трубопровод для введения подачи в колонну-скруббер в первом местоположении;
трубопровод для отвода из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами более тяжелыми, чем метан, и потока отстоя, обогащенного компонентами более тяжелыми, чем метан;
теплообменник для охлаждения и частичной конденсации первого потока пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
средство для сепарации для разделения первого двухфазного потока, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и обогащенный метаном первый поток орошения;
трубопровод для введения богатого метаном первого потока орошения во втором местоположении в колонну-скруббер выше первого местоположения;
средство для сепарации для разделения потока отстоя на обогащенный этаном поток и два или более потоков, обогащенных компонентами более тяжелыми, чем этан, включая поток абсорбирующей жидкости, обогащенной компонентом(ами) более тяжелым, чем этан;
трубопровод для введения в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения выше первого местоположения, обогащенного этаном второго потока орошения, извлеченного из обогащенного этаном потока, и
трубопровод для введения абсорбирующей жидкости в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения, третьего местоположения и четвертого местоположения выше первого местоположения.
Все характерные черты, обсужденные выше в связи с самыми широкими аспектами, относятся к этому предпочтительному варианту осуществления.
Абсорбирующая жидкость может содержать углеводород(ы) С4, но предпочтительно содержит углеводород(ы) С5+.
Абсорбирующая жидкость может подаваться в колонну-скруббер отдельно либо от обогащенного этаном второго потока орошения либо от богатого метаном первого потока орошения. Однако предпочтительно, чтобы она объединялась с, по меньшей мере, одним из богатого метаном первого потока орошения и обогащенного этаном второго потока (136) орошения перед введением в колонну-скруббер. Например, она может быть объединена с по меньшей мере одним из первого двухфазного потока и обогащенного этаном второго потока орошения выше по потоку, чем сборник орошающей фракции, или в нем, либо первый двухфазный поток может подаваться в нижнюю часть колонны-абсорбера, в которую абсорбирующая жидкость и, по выбору, обогащенный этаном второй поток орошения подается как орошение. Абсорбирующая жидкость может быть объединена с первым потоком пара верхнего погона перед частичной конденсацией указанного потока, чтобы образовать первый двухфазный поток, и/или объединена с газообразным обогащенным этаном потоком перед конденсацией указанного потока, чтобы обеспечить второй поток орошения.
Объединенные абсорбирующая жидкость и газообразный обогащенный этаном поток могут быть подвергнуты разделению фаз, и жидкая фракция подается в колонну-скруббер выше первого местоположения. Жидкая фракция может быть объединена с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток. Паровая фракция может быть сконденсирована, и сконденсированный поток подается в колонну-скруббер выше первого местоположения, добавляется ко второму пару верхнего погона перед сжижением или объединяется с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток. Как сконденсированная паровая фракция, так и жидкая фракция могут быть объединены с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток.
Обычно абсорбирующая жидкость составляет менее, чем приблизительно 10% всего орошения (то есть жидкости, подаваемой в колонну-скруббер выше первого местоположения).
Нижеследующее представляет собой описание, только посредством примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи предпочтительных в настоящее время вариантов осуществления изобретения.
Фиг.1 показывает один вариант осуществления настоящего изобретения;
Фиг.2 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.1, на которой сборник (118) орошающей фракции заменен колонной-абсорбером (218);
Фиг.3 показывает другую модификацию варианта осуществления по фиг.1, на которой обогащенный этаном поток (130) и поток (140) «абсорбирующей жидкости» объединяются, чтобы образовать один поток (330);
Фиг.4 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.3, на которой объединенный поток (330) второго орошения и абсорбирующей жидкости подвергается разделению фаз (430);
Фиг.5 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.4, на которой отделенная паровая часть (436) сжимается, охлаждается и конденсируется, и полученный в результате поток (536) объединяется с жидкой частью (438); и
Фиг.6 показывает другую модификацию варианта осуществления по фиг.4, на которой пар (116) верхнего погона из колонны-скруббера (114) конденсируется на двух ступенях (612, 122), чтобы обеспечить отдельные потоки (619, 626) орошения в колонну-скруббер.
Сошлемся на фиг.1, на которой предварительно обработанная подача 110 сжатого природного газа, содержащая главным образом метан с более тяжелыми углеводородами в диапазоне C2-С6 с очень небольшим количеством воды, кислых газов, как, например, СО2 и H2S, и других загрязняющих примесей, как, например, ртуть, охлаждается в теплообменнике 112 до между приблизительно -20°F (-29°C) и приблизительно -40°F (-40°C) и подается в колонну-скруббер 114. Типично подача 110 имеет место при давлении между приблизительно 600 и приблизительно 900 psia (4 и 6,25 МПа) и приблизительно при температуре окружающей среды. Теплообменник 112 представляет многочисленные ступени охлаждения посредством испарения пропана при различных давлениях. Любые другие средства охлаждения, как, например, испаряющийся смешанный холодильный агент в одном теплообменнике, могут быть использованы. Поток 110 или паровая часть потока 110 ниже по потоку, чем теплообменник 112, может дросселироваться или изоэнтропийно расширяться внутрь колонны 114. Энергия, полученная от расширения, может быть использована, чтобы, по меньшей мере, частично сжимать другой поток пара, например поток 116, 120, 150 или 156 процесса.
Колонна-скруббер 114 разделяет подачу на жидкий отстой 126 и 127, обогащенный более тяжелыми углеводородами, и «первый» поток 116 пара верхнего погона, обогащенный метаном. Одна часть 127 жидкого отстоя испаряется в ребойлере 128, чтобы обеспечить выкипание для колонны 114. Ребойлер 128 может использовать часть подаваемого потока 110 или любого другого подходящего потока процесса, чтобы обеспечить тепловую нагрузку. Колонна может также иметь промежуточный ребойлер, для которого часть подаваемого потока также может обеспечивать тепловую нагрузку. Остающийся жидкий отстой 126, в общем описываемый как природный газоконденсат (ПГК), подается в систему 128 фракционирования ПГК. Здесь давление ПГК обычно понижается и он разделяется с использованием известных средств для сепарации, как, например, деэтанизатор, депропанизатор и/или дебутанизатор, чтобы обеспечить две или более фракции углеводорода. Жидкий отстой 126 разделяется на поток (обогащенный этаном поток), содержащий метан и этан с очень небольшим количеством пропана и фракций, содержащих в основном углеводороды C3, C4 и C5+(то есть н-пентан, изопентан и более тяжелые). Типично обогащенный этаном поток 130 представляет собой верхний погон деэтанизатора и содержит менее чем приблизительно 0,05% пропана.
Использование обогащенного этаном второго потока 136 орошения дает возможность высокого извлечения пропана (96-99%) и бутана (почти 100%) в системе фракционирования.
Часть углеводородов С5+отводится как «абсорбирующая» жидкость 140, которая нагнетается до давления в колонне-скруббере (то есть давления, достаточного, чтобы вводить ее в колонну-скруббер 114, включая перепады давления на оборудовании и статическое давление) насосом 142, охлаждается в теплообменнике 144 в противотоке с испаряющимся пропаном, дополнительно охлаждается в основном теплообменнике 122 и вводится в сборник 118 орошающей фракции, либо смешанной со вторым потоком орошения, полученным из фракционирования ПГК, либо, как показано пунктирными линиями, непосредственно. Теплообменник 144 может быть помещен перед насосом 142 или после него.
Смешивание абсорбирующей жидкости 140 со вторым потоком 136 орошения перед введением в сборник 118 орошающей фракции является предпочтительным осуществлением, поскольку оно дает возможность иметь место равновесию и некоторой абсорбции в трубопроводе.
Как показано пунктирными линиями, абсорбирующая жидкость 140 может быть подана непосредственно в верхнюю часть колонны-скруббера 114 или вблизи нее, или в предпочтительном осуществлении объединена с первым потоком 116 пара верхнего погона выше по потоку, чем основной теплообменник 122.
Обогащенный этаном поток 130 охлаждается и частично конденсируется в теплообменнике 132 в противотоке с испаряющимся пропаном, охлаждается и полностью конденсируется в основном теплообменнике 122, нагнетается до давления в колонне-скруббере насосом 134, предпочтительно объединяется с абсорбирующей жидкостью 140 и вводится в сборник орошающей фракции как поток 136. Любой несконденсированный пар выше по потоку, чем насос 134, может быть отделен, сконденсирован в среднем пучке основного теплообменника 122 и объединен с продуктом 124 сжиженным природным газом.
Абсорбирующая жидкость 140 может также быть получена из более легких продуктов фракционирования ПГК, как, например, углеводородов С3 и С4, либо чистых либо смешанных вместе. Она может содержать главным образом углеводороды С5 без С6 и более тяжелых компонентов, которые могут быть отведены в дополнительной перегонной колонне.
Поток 130 может быть почти чистым этаном, причем метан отводится в дополнительной перегонной колонне. Часть этана или смеси этан-метан может быть извлечена как продукт.
Первый поток 116 пара верхнего погона охлаждается и частично конденсируется в теплом пучке основного теплообменника 122 и вводится в сборник 118 орошающей фракции. Он может быть сжат (не показано) перед охлаждением в основном теплообменнике 122. Жидкая часть возвращается в колонну-скруббер как «первое» жидкое орошение 119. Обогащенная метаном «вторая» паровая часть 120 сжижается и предпочтительно переохлаждается в среднем и холодном пучках основного теплообменника, чтобы обеспечить продукт 124 СПГ.
В предпочтительном осуществлении частично сконденсированный первый поток 116 пара верхнего погона объединяется со вторым потоком 136 орошения и/или абсорбирующей жидкостью 140 в сборнике 118 орошающей фракции или выше него по потоку, так что некоторое равновесие имеет место. Таким образом, первое жидкое орошение (жидкая часть частично сконденсированного первого пара верхнего погона) смешивается со вторым жидким орошением 136 и/или абсорбирующей жидкостью 140.
Типично в зависимости от состава подаваемого природного газа второй поток 136 орошения составляет менее чем приблизительно 20% от всего орошения (включая любую абсорбирующую жидкость), и абсорбирующая жидкость 140 составляет менее чем приблизительно 10% от всего орошения. Если подача 110 природного газа не содержит компонентов, которые являются подходящими для абсорбирующей жидкости 140, или не содержит их в достаточном количестве, они могут быть введены как дополнительная подача.
Второй поток 120 пара может сжиматься (не показано) перед введением в основной теплообменник 122, и/или его давление может быть понижено перед переохлаждением. Если продукт 124 СПГ хранится при высоком давлении (PNGL), нет никакой потребности в переохлаждении в холодном пучке.
Основной теплообменник 122 охлаждается посредством испарения потока 150 рециркулирующего смешанного холодильного агента (MR), который сжимается, охлаждается посредством многочисленных ступеней испарения пропана и разделяется на жидкость 152 и более легкий пар 156 (сжатие, охлаждение и разделение фаз не показаны). Пар 156 конденсируется, охлаждается и расширяется посредством дроссельного вентиля 158. Жидкость 152 охлаждается, расширяется посредством дроссельного вентиля 154 и объединяется с испаряющимся сконденсированным паром 156. Потоки объединенного MR полностью испаряются и покидают основной теплообменник 122 как поток 150. Дроссельные вентили 154 и/или 156 могут быть заменены изоэнтропийными детандерами для плотной жидкости, как, например, гидравлическими турбинами. Любая другая холодильная установка или сочетание установок, включая каскад беспримесной жидкости и изоэнтропийное расширение пара, как описано в US-A-6308531, могут быть использованы, чтобы охлаждать основной теплообменник 122.
Фиг.2 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.1, где сборник 118 орошающей фракции заменен колонной-абсорбером 218. Абсорбирующая жидкость 140 и/или второй поток 136 орошения, предпочтительно оба объединенные в поток 136, подаются в верхнюю часть колонны-абсорбера 218. Они могут также входить в колонну независимо в одном и том же местоположении или в различных местоположениях, по меньшей мере, с одним из двух потоков, подаваемых в верхнюю часть колонны-абсорбера 218. Например, абсорбирующая жидкость 140 может быть подана несколькими ступенями ниже верхней части колонны или в нижнюю часть колонны. Второй поток 120 пара верхнего погона отводится из верхней части колонны 218, и первый поток 119 орошения отводится из нижней части колонны. Многочисленные ступени в колонне 218 улучшают абсорбцию тяжелых компонентов из поднимающегося пара.
Фиг.3 показывает другую модификацию варианта осуществления по фиг.1, в которой обогащенный этаном поток 130 и абсорбирующая жидкость 140 объединяются, чтобы образовать один поток 330. Поток 330 охлаждается и частично конденсируется в теплообменнике 332 в противотоке с испаряющимся пропаном, дополнительно охлаждается и полностью конденсируется в основном теплообменнике 122, нагнетается до давления в колонне-скруббере насосом 334 и вводится в сборник орошающей фракции. Смешивание потоков 130 и 140 при более теплой температуре и конденсация их вместе термодинамически более эффективны, чем в конфигурациях, показанных на фиг.1 и 2. Выгода подобна выгоде от колонны-абсорбера 218, поскольку абсорбция имеет место в теплообменниках 332 и 122. Эта конфигурация также исключает проходы в основном теплообменнике 122. Как и в конфигурации по фиг.1, потоки 116 и 330 могут быть объединены ниже по потоку, чем основной теплообменник 122, и перед сборником 118 орошающей фракции.
Фиг.4 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.3, в которой объединенные обогащенный этаном поток и поток 330 абсорбирующей жидкости подаются в сепаратор фаз 430. Жидкая часть 438 нагнетается насосом 432 до давления в колонне-скруббере 114 и объединяется с первым паром 116 верхнего погона выше по потоку, чем основной теплообменник 122. Объединенный поток 416, выходящий из основного теплообменника 122, затем подается в сборник 118 орошающей фракции. Меньшая паровая часть 436 конденсируется в основном теплообменнике 122 и либо нагнетается насосом 434 и вводится в сборник 118 орошающей фракции, по выбору объединенной с потоком 416, либо объединяется со сжиженным природным газом выше по потоку, чем переохлаждающая часть (холодный пучок) основного теплообменника 122, где давление жидкости может быть понижено перед переохлаждением. Объединение обоих потоков 130 и 116 и абсорбирующей жидкости 140 выше по потоку, чем основной теплообменник 122, дополнительно повышает термодинамическую эффективность процесса.
По выбору, поток 438 может быть охлажден в отдельном контуре в основном теплообменнике 122 перед введением в сборник 118 орошающей фракции. Если поток 130 содержит мало метана, который может быть отведен в колонне-скруббере 114 или в дополнительной колонне-деметанизаторе в системе фракционирования, тогда поток 330 может быть полностью сконденсирован и здесь нет необходимости в сепараторе фаз 430, здесь нет потока 436 и насос 434 может также быть исключен. Дополнительно поток 438 может быть подан непосредственно в колонну-скруббер 114, например во вторую ступень ниже верхней части колонны.
Фиг.5 показывает модификацию варианта осуществления по фиг.4, в которой отделенная паровая часть 436 сжимается до давления в колонне-скруббере 114 в компрессоре 530, охлаждается и конденсируется в теплообменнике 532, и полученный в результате поток 536 объединяется с жидкой частью 438, чтобы образовать поток 538. Теплообменник 532 может представлять собой ряд теплообменников, причем первый из них использует охлаждающую воду, другой(ие) используют испаряющийся пропан. Поток 438 может быть нагрет вплоть до температуры, близкой к температуре окружающей среды, перед сжатием в дополнительном теплообменнике, и охлаждаться вновь, после сжатия, в переохладителе и том же самом дополнительном теплообменнике, для дополнительной термодинамической эффективности. Поток 536 может быть плотной сверхкритической жидкостью.
Фиг.6 показывает другую модификацию варианта осуществления по фиг.4, в которой первый пар 116 верхнего погона частично конденсируется посредством охлаждения в теплообменнике 612, посредством, например, любого из потока 136 орошения и абсорбирующей жидкости 140 или их обоих, но предпочтительно посредством испаряющегося пропана. Полученный в результате первый двухфазный поток разделяется в сепараторе фаз 618 на «второй» поток 616 пара верхнего погона и богатый метаном поток 619 жидкости. Поток 619 жидкости возвращается в колонну-скруббер 114 как орошение. Поток 616 теперь при температуре, соответствующей температурам в нижней части основного теплообменника 122, смешивается с потоком 438, охлаждается в основном теплообменнике 122 и подается в сборник 628 орошающей фракции как двухфазный поток 626. Поток 620 пара верхнего погона из сборника 628 орошающей фракции сжижается в основном теплообменнике 122 и извлекается как продукт 124 сжиженный природный газ. Поток 629 жидкости из сборника 628 орошающей фракции, по выбору вновь нагреваемый в основном теплообменнике 122, возвращается в колонну-скруббер 114, в том же самом или отличном местоположении, чем поток 619 орошения.
Сепаратор фаз 618 и/или сборник 628 орошающей фракции могут быть заменены колоннами-абсорберами, имеющими двухфазную подачу в нижнюю часть и орошения, обеспечиваемые посредством охлажденных потоков 136 и/или 140 в верхнюю часть.
Отдельные характерные черты, описанные в связи с любым из иллюстрированных вариантов осуществления, или сочетания этих характерных черт могут быть включены как соответствующие в любой из других иллюстрированных вариантов осуществления. Например, по выбору, повторное нагревание потока 629 орошения в основном теплообменнике 122, описанное в связи с фиг.6, может быть применено к любому из вариантов осуществления на фиг. от 1 до 5. Дополнительно или альтернативно обеспечение орошения в колонну-скруббер 114 посредством жидкой фракции 619, извлеченной из первого пара 116 верхнего погона по варианту осуществления по фиг.6, также может быть применено к любому из вариантов осуществления по фиг. от 1 до 5.
ПРИМЕР
Используя вариант осуществления по фиг.3, 97904 фунт-моль/ч (44408,5 кг-моль/ч) предварительно очищенного потока 110 природного газа при 950 psia (6,5 МПа) охлаждаются в теплообменнике 112 посредством трех ступеней охлаждения пропаном до -32,3°F (-35,7°C) и подаются в колонну-скруббер 114. Этот подаваемый поток 110 содержит 0,6% азота, 84,8% метана, 7,3% этана, 4,4% пропана, 0,7% изобутана, 1,5% бутана, 0,3% изопентана, 0,2% пентана и 0,2% гексанов. Колонна 114 работает при 840 psia (5,8 МПа) и имеет промежуточный ребойлер, нагреваемый посредством 40% потока 110, обходящего байпасом первые две ступени охлаждения пропаном, и ребойлер 128 в нижней части при приблизительно 130°F (55°C). Верхний погон 116 колонны охлаждается от -62,3°F (-52,4°C) до -77,5°F (-60,8°C) в теплом пучке основного теплообменника 122 и вводится в сборник 118 орошающей фракции как двухфазный поток, содержащий приблизительно 15% жидкости. Поток 126 отстоя колонны-скруббера направляется в системы фракционирования 128, состоящие из ряда перегонных колонн, содержащих деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор, 96% пропана, присутствующего в подаваемом потоке 110, извлекается как верхний погон депропанизатора. Почти весь бутан и изобутан извлекаются как верхний погон дебутанизатора. Верхний погон деэтанизатора, содержащий приблизительно 39% метана, 61% этана и только 0,05% пропана при расходе 6105 фунт-моль/ч (2769 кг-моль/ч) и давлении 420 psia (2,9 МПа) смешивается с потоком 140, который составляет 39% жидкого отстоя дебутанизатора; остальное извлекается как продукт С5+. Низкое содержание пропана является важным для высокого извлечения пропана. Поток 140 представляет собой жидкость при 17 psia (117 кПа) и расходе 406 фунт-моль/ч (184 кг-моль/ч) и содержит приблизительно 51% изопентана, 36% пентана, 12% гексанов и менее чем 1% более легких компонентов. Он нагнетается насосом, не показанным на фиг.3, до 420 psia (2,9 МПа) перед смешиванием с обогащенным этаном потоком 130. Объединенный поток 330 охлаждается в теплообменнике 332 посредством пропана до -32,3°F (-35,7°C) и полностью конденсируется посредством дополнительного охлаждения до -77,5°F (-60,8°C) в теплом пучке основного теплообменника 122. Сконденсированный поток нагнетается до давления в колонне-скруббере насосом 334 и вводится в сборник 118 орошающей фракции. Жидкое орошение 119 возвращается в верхнюю часть колонны-скруббера 114 при -74,2°F (-59,0°C); здесь имеет место тепловой эффект нагнетания и смешивания в сепараторе фаз. Поток 120, который содержит 91,3% метана, 7,8% этана, 0,7% азота, 0,2% пропана и только следы более тяжелых углеводородов, находится при температуре -74,2°F (-59,0°C) и имеет расход 83571 фунт-моль/ч (37907 кг-моль/ч). Он охлаждается до -161,6°F (-107,6°C) в среднем и холодном пучках основного теплообменника 122, и затем его давление снижается до давления хранения 15,3 psia (105,5 кПа) как потока 124 жидкости. Основной теплообменник 122 охлаждается, как описано со ссылкой на фиг.1, посредством смешанного холодильного агента, содержащего азот, метан, этан и пропан.
Необходимо оценить, что изобретение не ограничено подробностями, описанными выше со ссылкой на предпочтительные варианты осуществления, но что многочисленные модификации и варианты могут быть сделаны без отступления от объема изобретения, которое определено следующими пунктами формулы изобретения.

Claims (41)

1. Объединенный способ производства природного газоконденсата (ПГК) и сжиженного природного газа (СПГ) из подачи природного газа из метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов), включающий стадии:
вводят подачу в колонну-скруббер в первом местоположении;
отводят из колонны-скруббера первый поток пара верхнего погона, обедненный компонентами, более тяжелыми, чем метан и поток отстоя, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем метан;
охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
вводят обогащенный метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения;
сжижают второй поток пара верхнего погона в основном теплообменнике, чтобы обеспечить продукт СПГ;
разделяют поток отстоя, чтобы обеспечить обогащенный этаном поток и поток продукта ПГК, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем этан; и
полностью конденсируют обогащенный этаном поток, при температуре ниже температуры подачи в колонну-скруббер, в основном теплообменнике и
нагнетают сконденсированный поток в колонну-скруббер в качестве второго потока орошения в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местопложения выше первого местоположения.
2. Способ по п.1, в котором хладагент для основного теплообменника представляет собой рециркулирующий смешанный холодильный агент.
3. Способ по п.1 или 2, в котором богатый метаном первый поток орошения составляет, по меньшей мере, приблизительно 80% от всего орошения (то есть жидкости, подаваемой в колонну-скруббер выше первого местоположения).
4. Способ по п.1, в котором второй поток орошения составляет менее чем приблизительно 20% от всего орошения (то есть жидкости, подаваемой в колонну-скруббер выше первого местоположения).
5. Способ по п.1 или 2, в котором охлаждение и частичную конденсацию первого потока пара верхнего погона производят в теплом пучке основного теплообменника.
6. Способ по п.1 или 2, в котором обогащенный этаном второй поток орошения подают в колонну-скруббер отдельно от богатого метаном первого потока орошения.
7. Способ по п.1 или 2, в котором обогащенный этаном второй поток орошения смешивают с богатым метаном первым потоком орошения перед введением в колонну-скруббер.
8. Способ по п.7, в котором обогащенный этаном второй поток орошения объединяют с первым двухфазным потоком орошения в сборнике орошающей фракции или выше него по потоку.
9. Способ по п.7, в котором первый двухфазный поток подают в нижнюю часть колонны-абсорбера, в которую обогащенный этаном второй поток орошения подают, как орошение.
10. Способ по п.8 или 9, в котором обогащенный этаном поток полностью конденсируют перед смешиванием с богатым метаном первым потоком орошения.
11. Способ по пп.1 и 2, 8 или 9, в котором обогащенный этаном поток представляет собой пар верхнего погона деэтанизатора.
12. Способ по пп.1 и 2, 8 или 9, в котором абсорбирующую жидкость, извлеченную из одного или более потоков обогащенных компонентами, более тяжелыми, чем этан, вводят в колонну-скруббер в местоположении, выбранном из второго местоположения, третьего местоположения и четвертого местоположения выше первого местоположения.
13. Способ по п.12, в котором абсорбирующая жидкость содержит пентан и изопентан.
14. Способ по п.13, в котором абсорбирующая жидкость содержит углеводород(ы)
С4.
15. Способ по любому из пп.13 или 14, в котором абсорбирующая жидкость содержит углеводород(ы) С5+.
16. Способ по любому из пп.13 или 14, в котором абсорбирующую жидкость подают в колонну-скруббер отдельно либо от обогащенного этаном второго потока орошения, либо от богатого метаном первого потока орошения.
17. Способ по любому из пп.13 или 14, в котором абсорбирующую жидкость объединяют с, по меньшей мере, одним из богатого метаном первого потока орошения и обогащенного этаном второго потока орошения перед введением в колонну-скруббер.
18. Способ по п.17, в котором абсорбирующую жидкость объединяют с, по меньшей мере, одним из первого двухфазного потока и обогащенного этаном второго потока орошения в сборнике орошающей фракции или выше него по потоку.
19. Способ по п.17, в котором первый двухфазный поток подают в нижнюю часть колонны-абсорбера, в которую, по меньшей мере, одно из абсорбирующей жидкости и обогащенного этаном второго потока орошения подают, как орошение.
20. Способ по п.19, в котором абсорбирующую жидкость объединяют с первым потоком пара верхнего погона перед частичной конденсацией указанного потока, чтобы образовать первый двухфазный поток.
21. Способ по любому из пп.13 или 14, в котором абсорбирующую жидкость объединяют с газообразным обогащенным этаном потоком перед конденсацией указанного потока, чтобы обеспечить второй поток орошения.
22. Способ по п.21, в котором объединенные абсорбирующую жидкость и газообразный обогащенный этаном поток подвергают разделению фаз, и жидкую фракцию подают в колонну-скруббер выше первого местоположения.
23. Способ по п.22, в котором паровую фракцию конденсируют и подают в колонну-скруббер выше первого местоположения.
24. Способ по п.22 или 23, в котором жидкую фракцию объединяют с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток.
25. Способ по п.22 или 23, в котором сконденсированную паровую фракцию объединяют с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток.
26. Способ по любому одному из пп.13 и 14, 18 - 20, 22 или 23, в котором абсорбирующая жидкость составляет менее чем приблизительно 10% всего орошения (то есть жидкости, подаваемой в колонну-скруббер выше первого местоположения).
27. Способ по любому одному из пп.13 и 14, 18 - 20, 22 или 23, в котором второй поток орошения содержит менее чем приблизительно 0,05% пропана.
28. Способ по любому одному из пп.13 и 14, 18 - 20, 22 или 23, в котором метан удаляют из обогащенного этаном потока, посредством чего второй поток орошения состоит по существу из этана.
29. Устройство для производства природного газоконденсата (ПГК) и сжиженного природного газа (СПГ) из подачи природного газа из метана с примесью этана и более тяжелого углеводорода(ов) посредством способа по п.1, причем указанное устройство содержит:
колонну-скруббер (114);
трубопровод (110) для введения подачи в колонну-скруббер в первом местоположении;
трубопровод (116) для отвода из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами, более тяжелыми, чем метан, и потока (126) отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
теплообменник (122) для охлаждения и частичной конденсации первого потока пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток;
средства (118, 218) для сепарации для разделения первого двухфазного потока, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения;
трубопровод (119) для введения богатого метаном первого потока орошения во втором местоположении в колонну-скруббер выше первого местоположения;
основной теплообменник (122) для сжижения второго потока пара верхнего погона, чтобы обеспечить продукт (124) СПГ, и полной конденсации при температуре ниже температуры подачи в колонну-скруббер обогащенного этаном потока;
средство (128) для сепарации для разделения потока отстоя, чтобы обеспечить указанный обогащенный этаном поток и поток продукта ПГК, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем этан;
трубопровод (130) для подачи обогащенного этаном потока в основной теплообменник;
трубопроводы (136 и 119) для введения в колонну-скруббер, в качестве второго потока орошения, в местоположении, выбранном из второго местоположения и третьего местоположения, выше первого местоположения, указанного сконденсированного обогащенного этаном потока; и
насос (134) для нагнетания сконденсированного обогащенного этаном потока перед введением в колонну-скруббер (114).
30. Устройство по п.29, в котором средство теплообмена для охлаждения и частичной конденсации первого потока пара верхнего погона представляет собой теплый пучок основного теплообменника.
31. Устройство по п.29 или 30, содержащее сборник (118) орошающей фракции, из которого смесь обогащенного этаном второго потока орошения и богатого метаном первого потока орошения подается в колонну-скруббер (114).
32. Устройство по п.29 или 30, содержащую колонну-абсорбер (218), в которую подается первый двухфазный поток, как подача в нижнюю часть, и обогащенный этаном второй поток орошения, как орошение, и из которой жидкий отстой подается в колонну-скруббер (114).
33. Устройство по любому из пп.29 или 30, содержащее трубопроводы (140, 136 и 119) для введения в колонну-скруббер (114) в местоположении, выбранном из второго местоположения, третьего местоположения и четвертого местоположения, выше первого местоположения, абсорбирующей жидкости, обогащенной компонентом(ами), более тяжелым, чем этан, и снабженное средством (128) для сепарации для отделения потока отстоя колонны-скруббера.
34. Устройство по п.33, содержащее сборник (118) орошающей фракции, из которого смесь абсорбирующей жидкости и, по меньшей мере, одного из богатого метаном первого потока орошения и обогащенного этаном второго потока орошения подается в колонну-скруббер (114).
35. Устройство по п.33, содержащее колонну-абсорбер (218), в которую подается первый двухфазный поток, как подача в нижнюю часть, и, по меньшей мере, одно из абсорбирующей жидкости и обогащенного этаном второго потока орошения, как орошение, и из которой жидкий отстой подается в колонну-скруббер (114).
36. Устройство по любому из пп.34 или 35, содержащее средство (438) для объединения абсорбирующей жидкости с первым потоком пара верхнего погона перед частичной конденсацией указанного потока, чтобы образовать первый двухфазный поток.
37. Устройство по любому из пп.34 или 35, содержащее средства (140 и 330) для объединения абсорбирующей жидкости с газообразным обогащенным этаном потоком перед конденсацией указанного потока, чтобы обеспечить второй поток орошения.
38. Устройство по п.37, содержащее сепаратор (430) для разделения фаз объединенного потока абсорбирующей жидкости и газообразного обогащенного этаном потока и трубопроводы (438 и 416) для подачи жидкой фракции в колонну-скруббер (114) выше первого местоположения.
39. Устройство по п.38, содержащее теплообменники (122; 532) для конденсации паровой фракции и трубопроводы (436; 536, 538 и 516) для подачи сконденсированного пара в колонну-скруббер (114) выше первого местоположения.
40. Устройство по п.38 или 39, содержащее средство (438) для объединения жидкой фракции с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток.
41. Устройство по п.39, содержащее средства (532 и 538) для объединения фракции сконденсированного пара с первым потоком верхнего погона перед частичной конденсацией этого потока верхнего погона, чтобы обеспечить первый двухфазный поток.
RU2007147253/06A 2005-05-19 2006-05-15 Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа RU2367860C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/132,795 US20060260355A1 (en) 2005-05-19 2005-05-19 Integrated NGL recovery and liquefied natural gas production
US11/132,795 2005-05-19

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007147253A RU2007147253A (ru) 2009-06-27
RU2367860C1 true RU2367860C1 (ru) 2009-09-20

Family

ID=36809164

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007147253/06A RU2367860C1 (ru) 2005-05-19 2006-05-15 Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа

Country Status (14)

Country Link
US (2) US20060260355A1 (ru)
EP (1) EP1883773A1 (ru)
JP (1) JP2008545819A (ru)
KR (1) KR100939053B1 (ru)
CN (1) CN101268325A (ru)
AU (1) AU2006248647B2 (ru)
CA (1) CA2608302A1 (ru)
MX (1) MX2007014475A (ru)
MY (1) MY142025A (ru)
NO (1) NO20076216L (ru)
RU (1) RU2367860C1 (ru)
SG (1) SG148188A1 (ru)
TW (1) TWI314578B (ru)
WO (1) WO2006123240A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2641778C2 (ru) * 2012-12-28 2018-01-22 Линде Инжиниринг Норз Америка Инк. Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
RU2763101C2 (ru) * 2017-09-06 2021-12-27 Линде Инжиниринг Норт Америка, Инк. Способы холодоснабжения в установках для извлечения газоконденсатных жидкостей

Families Citing this family (65)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2006215630B2 (en) * 2005-02-17 2009-04-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Plant and method for liquefying natural gas
US7530236B2 (en) * 2006-03-01 2009-05-12 Rajeev Nanda Natural gas liquid recovery
US9869510B2 (en) 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
NO329177B1 (no) * 2007-06-22 2010-09-06 Kanfa Aragon As Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG
US20090025422A1 (en) 2007-07-25 2009-01-29 Air Products And Chemicals, Inc. Controlling Liquefaction of Natural Gas
FR2923000B1 (fr) * 2007-10-26 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
US20090145167A1 (en) * 2007-12-06 2009-06-11 Battelle Energy Alliance, Llc Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents
BRPI0820028B1 (pt) * 2007-12-10 2020-09-24 Conocophillips Company Processo para liquefazer uma corrente de gás natural
US9243842B2 (en) 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US8209997B2 (en) * 2008-05-16 2012-07-03 Lummus Technology, Inc. ISO-pressure open refrigeration NGL recovery
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US9151537B2 (en) * 2008-12-19 2015-10-06 Kanfa Aragon As Method and system for producing liquefied natural gas (LNG)
JP5367411B2 (ja) * 2009-02-27 2013-12-11 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ｆｔガス成分からの炭化水素回収方法及び炭化水素回収装置
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
AU2010299162B2 (en) * 2009-09-25 2015-04-09 Osaka Gas Co., Ltd. Method and Apparatus for Removing Low-Concentration Methane.
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9561730B2 (en) * 2010-04-08 2017-02-07 Qualcomm Incorporated Wireless power transmission in electric vehicles
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
EP2588821A2 (en) 2010-06-30 2013-05-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
US8635885B2 (en) * 2010-10-15 2014-01-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of heating value control in LNG liquefaction plant
WO2012075266A2 (en) * 2010-12-01 2012-06-07 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
EP2597407A1 (en) 2011-11-23 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream
EP2597408A1 (en) 2011-11-23 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
CA2790961C (en) * 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
CA2906366A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-25 Conocophillips Company Mixed-reflux for heavies removal in lng processing
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
WO2015130030A1 (ko) * 2014-02-28 2015-09-03 한양대학교 산학협력단 액상 천연가스 회수 시스템 및 이를 이용한 액상 천연가스 회수방법
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
EP4083777B1 (en) * 2014-05-22 2024-09-04 Huawei Technologies Co., Ltd. Resource control node and method
US10288347B2 (en) 2014-08-15 2019-05-14 1304338 Alberta Ltd. Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
MX2017003628A (es) 2014-09-30 2017-07-13 Dow Global Technologies Llc Proceso para aumentar el rendimiento de etileno y propileno de una planta de propileno.
US20160216030A1 (en) * 2015-01-23 2016-07-28 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
TWI707115B (zh) * 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
KR102291922B1 (ko) * 2015-04-28 2021-08-20 대우조선해양 주식회사 천연가스를 이용하여 중질탄화수소를 생산하는 ｆｌｎｇ 및 ｆｌｎｇ에서 천연가스를 이용하여 중질탄화수소를 생산하는 방법
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
FR3039080B1 (fr) * 2015-07-23 2019-05-17 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Methode de purification d'un gaz riche en hydrocarbures
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)
AU2016342139B2 (en) 2015-10-21 2020-02-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for preparing a lean methane-containing gas stream
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
CN105783420A (zh) * 2016-04-11 2016-07-20 中国海洋石油总公司 一种基于缠绕管式换热器的双冷剂循环天然气液化系统
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US11668522B2 (en) 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
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
US11402155B2 (en) 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
CA3056865A1 (en) * 2017-03-31 2018-10-04 Exxonmobil Upstream Research Company Hydraulic turbine between middle and cold bundles of natural gas liquefaction heat exchanger
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US10619917B2 (en) 2017-09-13 2020-04-14 Air Products And Chemicals, Inc. Multi-product liquefaction method and system
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
CN108195135A (zh) * 2017-12-11 2018-06-22 常州西夏墅东方工具有限公司 一种天然气液化中低温换热装置及其应用方法
JP7150063B2 (ja) * 2018-06-07 2022-10-07 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 高圧圧縮および膨張による天然ガスの前処理および前冷却
RU2744138C2 (ru) * 2018-11-30 2021-03-03 Андрей Владиславович Курочкин Установка для комплексной подготовки природного газа с получением сжиженного природного газа
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
EP4007881A1 (de) * 2019-08-02 2022-06-08 Linde GmbH Verfahren und anlage zur herstellung von flüssigerdgas
EP4031822A1 (en) 2019-09-19 2022-07-27 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055021A1 (en) 2019-09-19 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
CN112300844B (zh) * 2020-11-13 2022-02-18 大庆市中瑞燃气有限公司 一种lng液化重烃脱除方法
US20240318909A1 (en) 2021-07-16 2024-09-26 ExxonMobil Technology and Engineering Company Methods for operating hydrocarbon removal systems from natural gas streams

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3247649A (en) * 1963-04-29 1966-04-26 Union Oil Co Absorption process for separating components of gaseous mixtures
US3313724A (en) * 1965-03-29 1967-04-11 Lummus Co Process for the separation of normally gaseous hydrocarbon mixtures
US4065278A (en) * 1976-04-02 1977-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Process for manufacturing liquefied methane
GB8411686D0 (en) * 1984-05-08 1984-06-13 Stothers W R Recovery of ethane and natural gas liquids
US4657571A (en) * 1984-06-29 1987-04-14 Snamprogetti S.P.A. Process for the recovery of heavy constituents from hydrocarbon gaseous mixtures
FR2571129B1 (fr) * 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
DE3511636A1 (de) * 1984-12-17 1986-07-10 Linde Ag, 6200 Wiesbaden 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
DE3802553C2 (de) * 1988-01-28 1996-06-20 Linde Ag Verfahren zur Abtrennung von Kohlenwasserstoffen
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US6098425A (en) * 1993-10-01 2000-08-08 Stothers; William R. Thermodynamic separation
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
EP0723125B1 (en) * 1994-12-09 2001-10-24 Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho Gas liquefying method and plant
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US6308531B1 (en) * 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6405561B1 (en) * 2001-05-15 2002-06-18 Black & Veatch Pritchard, Inc. Gas separation process
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
DE10205366A1 (de) * 2002-02-08 2003-08-21 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung eines LPG-Stromes
DE10233410A1 (de) * 2002-07-23 2004-02-12 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung einer C3/C4-reichen Fraktion
US6662589B1 (en) * 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2641778C2 (ru) * 2012-12-28 2018-01-22 Линде Инжиниринг Норз Америка Инк. Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
RU2763101C2 (ru) * 2017-09-06 2021-12-27 Линде Инжиниринг Норт Америка, Инк. Способы холодоснабжения в установках для извлечения газоконденсатных жидкостей

Also Published As

Publication number Publication date
SG148188A1 (en) 2008-12-31
MY142025A (en) 2010-08-16
CA2608302A1 (en) 2006-11-23
CN101268325A (zh) 2008-09-17
TWI314578B (en) 2009-09-11
MX2007014475A (es) 2008-02-11
RU2007147253A (ru) 2009-06-27
AU2006248647A1 (en) 2006-11-23
US20100024477A1 (en) 2010-02-04
JP2008545819A (ja) 2008-12-18
US20060260355A1 (en) 2006-11-23
EP1883773A1 (en) 2008-02-06
TW200641114A (en) 2006-12-01
KR20080015819A (ko) 2008-02-20
AU2006248647B2 (en) 2009-09-03
KR100939053B1 (ko) 2010-01-28
NO20076216L (no) 2008-02-11
WO2006123240A1 (en) 2006-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2367860C1 (ru) Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа
RU2374575C2 (ru) Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа
KR101568763B1 (ko) Ｌｎｇ를 생산하는 방법 및 시스템
EP1469266B1 (en) Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
US6125653A (en) LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
US7204100B2 (en) Natural gas liquefaction
KR100338881B1 (ko) 하나 이상의 동결가능한 성분을 함유하는 천연 가스스트림의 액화 방법
RU2509968C2 (ru) Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа
US20130061632A1 (en) Integrated NGL Recovery In the Production Of Liquefied Natural Gas
KR101731256B1 (ko) 등압 개방 냉동 ngl 회수
NO158478B (no) Fremgangsmaate for separering av nitrogen fra naturgass.
KR20050092766A (ko) 다중 환류 흐름 탄화수소 회수 공정
WO2000023164A2 (en) Distillation process for a multi-component feed stream

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120516