RU2374575C2 - Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа - Google Patents

Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2374575C2
RU2374575C2 RU2007128005/06A RU2007128005A RU2374575C2 RU 2374575 C2 RU2374575 C2 RU 2374575C2 RU 2007128005/06 A RU2007128005/06 A RU 2007128005/06A RU 2007128005 A RU2007128005 A RU 2007128005A RU 2374575 C2 RU2374575 C2 RU 2374575C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
methane
column
irrigation
liquid
Prior art date
Application number
RU2007128005/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007128005A (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 RU2007128005A publication Critical patent/RU2007128005A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2374575C2 publication Critical patent/RU2374575C2/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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • 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
    • 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
    • F25J1/0032—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • 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
    • F25J1/0032—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return 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
    • 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
    • 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
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up 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
    • F25J1/0243—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
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange 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
    • 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
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • 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
    • F25J3/0247—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 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/30—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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/30—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
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/66—Butane or mixed butanes
    • 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
    • F25J2270/66—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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation

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)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

В способе сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, природный газ охлаждается и разделяется в первой перегонной колонне на поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, и поток отстоя, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем метан. Первая перегонная колонна использует поток орошения, содержащий сжиженный метан. Этот поток орошения может быть обеспечен посредством сконденсированной части пара верхнего погона или части полностью сконденсированного пара верхнего погона, которая впоследствии нагревается. Поток отстоя может быть разделен в одной или более дополнительных перегонных колоннах, чтобы обеспечить один или более потоков продуктов, любой из которых частично или полностью отводится, как извлеченные углеводороды. Поток неизвлеченных жидких углеводородов может быть объединен либо со сконденсированной частью пара верхнего погона, либо с частью полностью сконденсированного пара верхнего погона, которая впоследствии нагревается. Использование изобретения позволит извлекать природный газоконденсат без значительного понижения давления подачи и упростить конструкцию основного теплообменника. 4 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Уровень техники изобретения
Сырой природный газ содержит главным образом метан и также содержит многочисленные второстепенные компоненты, которые могут включать воду, сероводород, двуокись углерода, ртуть, азот и легкие углеводороды, типично имеющие от двух до шести атомов углерода. Некоторые из этих компонентов, как например вода, сероводород, двуокись углерода и ртуть, являются загрязняющими веществами, которые являются вредными для стадий ниже по потоку, как например, обработки природного газа или производства сжиженного природного газа (СПГ), и эти загрязняющие вещества должны быть удалены выше по потоку, чем эти стадии обработки. Углеводороды, более тяжелые, чем метан, типично конденсируются и извлекаются, как природный газоконденсат (ПГК), и разделяются на фракции, чтобы производить ценные углеводородные продукты.
Первая стадия процесса извлечения ПГК использует перегонную колонну или колонну-скруббер, чтобы отделить углеводороды, более тяжелые, чем метан, от подачи предварительно обработанного природного газа, чтобы производить очищенный метан для сжижения и ПГК для разделения и извлечения. В этом процессе используются стадии охлаждения, частичной конденсации и разделения на фракции, что требует значительных количеств охлаждения. Это охлаждение может быть обеспечено посредством работы расширения подачи сжатого природного газа и испарения в результате сконденсированных углеводородов. Дополнительное охлаждение типично обеспечивается посредством внешнего охлаждения в замкнутом контуре с использованием холодильного агента, как например пропана и/или смешанного холодильного агента, чтобы сжижать метан в основном теплообменнике. Орошение для колонны-скруббера ПГК может использовать часть частично сжиженного природного газа из основного теплообменника.
Желательно извлекать ПГК из сжатого природного газа без значительного понижения давления подачи природного газа. Это дает возможность обеспечивать продукт природный газ (например, трубопроводный газ или СПГ) при давлении подачи или слегка ниже него, так чтобы повторное сжатие подачи и/или продукта не требовались. Также желательно исключить необходимость в сжатии верхнего погона колонны-скруббера и упростить конструкцию основного теплообменника, когда часть сжиженного природного газа отводится из основного теплообменника для использования, как орошение колонны-скруббера. К этим потребностям обращены варианты осуществления настоящего изобретения, описанного ниже и определенного посредством пунктов формулы изобретения, которые следуют ниже.
Краткое изложение сущности изобретения
Вариант осуществления изобретения относится к способу сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа. Способ содержит:
(а) охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) охлаждение и конденсацию по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток;
(d) разделение потока отстоя в одной или более дополнительных перегонных колоннах, чтобы обеспечить один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(е) отвод, как извлеченных углеводородов, всех или части из любого, одного или более, потоков продуктов; и
(f) введение одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну.
Один или более потоков орошения содержит либо
(f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, либо
(f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть обеспечен посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации потока, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан;
(2) охлаждения и полной конденсации части первого потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан;
(3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать любое из следующего (1) части потока жидкости, обогащенного этаном; (2) части потока жидкости, обогащенного пропаном; (3) части потока жидкости, обогащенного бутаном; (4) части потока жидкости, обогащенного пентаном; (5) всего или части потока остаточного пара, растворенного в части потока жидкости, обогащенного пропаном, и/или части потока жидкости, обогащенного бутаном, и/или части потока жидкости, обогащенного пентаном.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. Поток неизвлеченных жидких углеводородов может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. Альтернативно, объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. В другой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может быть введен в первую перегонную колонну в местоположении ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором подача охлажденного природного газа вводится в колонну.
Охлаждение и конденсация по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, могут быть произведены в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с первым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления первого охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента. Часть потока пара, отбираемого сверху колонны, может быть сконденсирована в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента, обеспеченного посредством отвода и понижения давления части первого охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента.
Первый охлажденный многокомпонентный жидкий холодильный агент может быть обеспечен посредством охлаждения насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента в основном теплообменнике, причем нагревание части сконденсированного обогащенного метаном потока производится, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с частью насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента. По меньшей мере часть сконденсированного обогащенного метаном потока может быть переохлаждена, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, причем переохлаждение производится в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку со вторым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления второго охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента. Охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, может быть произведено посредством теплообмена через стенку с потоком пара, отбираемого сверху колонны, обогащенного метаном.
Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать более чем приблизительно 50 мольных % углеводородов, имеющих три или более атомов углерода. Альтернативно, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать более, чем приблизительно 50 мольных % пентана. В другой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока жидкости, обогащенного пропаном, и часть потока жидкости, обогащенного бутаном. В этой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока жидкости, обогащенного этаном. Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока остаточного пара, содержащего метан, растворенного в жидкости, содержащей углеводороды, более тяжелые, чем метан. Молярный расход неизвлеченных жидких углеводородов может быть менее, чем приблизительно 25% молярного расхода потока орошения, содержащего сжиженный метан.
Другой вариант осуществления изобретения включает устройство для сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа, причем устройство содержит
(а) систему охлаждения, выполненную с возможностью охлаждать подачу природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью, чтобы разделять подачу охлажденного природного газа на поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, и поток отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) основной теплообменник выполнен с возможностью охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара, отбираемого сверху колонны, для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока;
(d) одну или более дополнительных перегонных колонн, выполненных с возможностью разделять поток отстоя на один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(е) трубопровод, выполненный с возможностью отводить все или часть любого, одного или более, потоков продуктов, как извлеченных углеводородов;
(f) трубопровод, выполненный с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну, причем один или более потоков орошения содержит либо (f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, либо (f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне; и
(g) трубопровод и насос или насосы, выполненные с возможностью перемещения неизвлеченных жидких углеводородов из одной или более дополнительных перегонных колонн в трубопровод, выполненные с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть обеспечен посредством способа, выбранного из группы, состоящей из (1) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, (2) охлаждения и полной конденсации части первого потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и (3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Устройство также может содержать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы конденсировать часть потока пара, отбираемого сверху колонны, из первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Основной теплообменник может быть теплообменником со спиральными трубами и может содержать первый пучок, приспособленный, чтобы охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара верхнего погона, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток, и второй пучок, приспособленный, чтобы дополнительно охлаждать сконденсированный обогащенный метаном поток, чтобы обеспечить переохлажденный жидкий продукт.
Дополнительный вариант осуществления изобретения относится к способу сжижения природного газа, содержащему
(а) охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) охлаждение и конденсацию по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, в основном теплообменнике, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток; и
(d) введение потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) разделения потока пара, отбираемого сверху колонны, на первую часть пара и вторую часть пара, и охлаждения и полной конденсации первой части пара, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, разделения сконденсированного обогащенного метаном потока на первую часть и вторую часть, нагревания первой части, чтобы обеспечить нагретую первую часть, и использования нагретой первой части, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Первая часть пара потока пара, отбираемого сверху колонны, может быть сконденсирована в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Нагревание первой части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть произведено в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника. Переохлаждение по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, может быть произведено в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
Взаимосвязанный дополнительный вариант осуществления включает устройство для сжижения природного газа, содержащее
(а) систему охлаждения, выполненную с возможностью охлаждения подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью разделения подачи охлажденного природного газа на поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, и поток отстоя, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) основной теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения и конденсирования по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток; и
(d) трубопровод, выполненный с возможностью ввода потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается способом, выбранным из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара верхнего погона, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Устройство может включать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы конденсировать часть потока пара, отбираемого сверху колонны, из первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Устройство может включать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы нагревать часть сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Основной теплообменник может быть теплообменником со спиральными трубами (спиральный теплообменник). Основной теплообменник может содержать первый пучок, выполненный с возможностью охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток, и второй пучок, выполненный с возможностью дополнительного охлаждения по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить переохлажденный жидкий продукт.
Краткое описание нескольких видов на чертежах
Фиг.1 представляет собой схему технологического процесса варианта осуществления изобретения.
Фиг.2 представляет собой схему технологического процесса другого варианта осуществления изобретения.
Фиг.3 представляет собой схему технологического процесса альтернативного варианта осуществления изобретения.
Фиг.4 представляет собой схему технологического процесса альтернативы процесса, которая может быть использована с любым вариантом осуществления изобретения.
Фиг.5 представляет собой схему технологического процесса примерной установки для разделения ПГК на фракции, которая может быть использована с любым вариантом осуществления изобретения.
Подробное описание изобретения
Варианты осуществления изобретения обеспечивают усовершенствованные объединенные процессы для извлечения ПГК в производстве СПГ, которые упрощают конфигурацию оборудования посредством исключения потребности в расширении подачи и сжатии верхнего погона колонны-скруббера. Кроме того, когда колонна-скруббер использует орошение, содержащее верхний погон колонны-скруббера, который конденсируется в основном теплообменнике со спиральными трубами, нет потребности в разделении теплого пучка теплообменника, чтобы частично конденсировать верхний погон колонны, и не требуется сепаратор фаз, чтобы извлекать жидкость, требуемую для орошения. Кроме того, нет потребности в сжатии и конденсации пара верхнего погона деэтанизатора, чтобы обеспечить орошение колонны-скруббера.
Орошение для колонны-скруббера в вариантах осуществления, описанных ниже, обеспечивается посредством различных сочетаний сконденсированного пара верхнего погона колонны-скруббера и неизвлеченных жидких углеводородов из установки для извлечения ПГК. В настоящем раскрытии, термины «извлеченный углеводород» и «извлеченные углеводороды» являются эквивалентными и обозначают любой поток углеводорода, отводимый из объединенных установок для производства СПГ и извлечения ПГК, как продукт, который вывозится из объединенной установки. Извлеченные углеводороды могут вывозиться как один или более потоков продуктов, обогащенных любым из углеводородов в подаче природного газа. Вывозимые потоки могут включать, например, любой из потока, обогащенного этаном, потока, обогащенного пропаном, потока, обогащенного бутаном плюс изобутаном, потока, обогащенного пентаном плюс изопентаном, и смешанного потока метан - этан, обогащенного этаном. Продукт СПГ может рассматриваться, как извлеченный углеводород. Термины «неизвлеченный жидкий углеводород» и «неизвлеченные жидкие углеводороды» являются эквивалентными и означают любую жидкую часть углеводородов, отделенных в установке для извлечения ПГК, которые не присутствуют непосредственно в потоках продуктов извлеченных углеводородов, которые вывозятся из объединенной установки для производства СПГ и извлечения ПГК. Неизвлеченные жидкие углеводороды могут рассматриваться как внутренние потоки рециркуляции внутри объединенной системы для производства СПГ и извлечения ПГК.
Термин «обогащенный» в применении к любому потоку, отводимому из процесса, обозначает, что отводимый поток содержит концентрацию конкретного компонента, которая выше, чем концентрация этого компонента в потоке подачи в процесс. Орошение определяется, как поток, вводимый в перегонную колонну в любом местоположении выше местоположения, в котором подача вводится в колонну, причем орошение содержит один или более компонентов, предварительно отведенных из колонны. Орошение типично представляет собой жидкость, но может быть смесью пар-жидкость.
Прилагательное «любой» обозначает один, несколько или все подряд в любом количестве. Термин «и/или», помещенный между первым объектом и вторым объектом, обозначает один из (1) первого объекта, (2) второго объекта и (3) первого объекта и второго объекта.
Первый вариант осуществления изобретения показан на объединенной установке для производства СПГ и извлечения ПГК, иллюстрированной посредством фиг.1. Подача предварительно обработанного сжатого природного газа в трубопроводе 100 содержит главным образом метан с более тяжелыми углеводородами в диапазоне C2-C6. Загрязняющие вещества, содержащие воду, CO2, H2S и ртуть, удаляются в установке для предварительной обработки выше по потоку (не показана) посредством известных способов. Подаваемый газ, типично обеспечиваемый при давлении между 600 и 900 psia и температуре окружающей среды, охлаждается в теплообменнике 110 до между -20°F и -35°F, чтобы обеспечить охлажденный подаваемый поток в трубопроводе 112. Теплообменник 110 может включать множество ступеней охлаждения посредством испарения пропана при различных давлениях; альтернативно или дополнительно, другие средства охлаждения могут быть использованы как, например, испаряющийся смешанный холодильный агент в одном теплообменнике. Этот поток, который может быть дополнительно охлажден по выбору в теплообменнике-экономайзере 114, вводится через трубопровод 116 в первую перегонную колонну или колонну-скруббер 118.
Колонна-скруббер 118 разделяет подачу, обеспечиваемую через трубопровод 116, на жидкий продукт отстоя в трубопроводе 134, который обогащен углеводородами, более тяжелыми, чем метан, и на продукт пара верхнего погона в трубопроводе 120, который обогащен метаном. Часть жидкого отстоя может быть отведена через трубопровод 130 и испарена в ребойлере 132, чтобы обеспечить выпаривание для колонны-скруббера. Ребойлер может охлаждать часть (не показана) потока 100, чтобы обеспечить в нем тепло для испарения жидкости в трубопроводе 130. Колонна-скруббер может также иметь промежуточный ребойлер (не показан) выше дна колонны и ниже местоположения трубопровода 116 подачи, и этот ребойлер также может нагреваться посредством части потока подачи.
Жидкий отстой в трубопроводе 134 протекает в общую систему 136 для разделения ПГК на фракции. Давление подаваемого потока ПГК типично понижается (не показано) и он разделяется в одной или более дополнительных перегонных колонн, включающих любой из деметанизатора, деэтанизатора, депропанизатора, дебутанизатора и депентанизатора, чтобы обеспечить две или более фракции углеводородов. В примерной общей установке для разделения ПГК на фракции по фиг.1 три потока извлеченных углеводородов отводятся и вывозятся из объединенной установки для производства СПГ и извлечения ПГК, как потоки продуктов C2, C3 и C4, представляющие собой потоки, обогащенные этаном, пропаном и бутаном плюс изобутаном, соответственно. Неизвлеченные жидкие углеводороды отводятся из установки для извлечения ПГК через трубопровод 138.
Поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, отводится из колонны-скруббера 118 через трубопровод 120 и может быть нагрет посредством теплообмена через стенку с подаваемым потоком в трубопроводе 112 в теплообменнике-экономайзере 114. Полученный в результате нагретый поток пара, отбираемого сверху колонны в трубопроводе 122, охлаждается, полностью конденсируется и по выбору переохлаждается в проходе 123 первого или теплого (нижнего) пучка основного теплообменника 124 со спиральными трубами, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток в трубопроводе 125. Первая часть жидкости в трубопроводе 125 отводится из трубопровода 125 ниже по потоку, чем проход 123, и нагнетается посредством насоса 127, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан. Поток орошения, содержащий сжиженный метан, объединяется с неизвлеченными жидкими углеводородами в трубопроводе 138 и возвращается в верхнюю часть колонны-скруббера 118 как объединенный поток жидкого орошения. Альтернативно, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в отдельном местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, и неизвлеченные углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118 как отдельные потоки (не показано).
Типично, в зависимости от состава подачи в трубопроводе 100, молярный расход неизвлеченных жидких углеводородов в трубопроводе 138 составляет менее, чем приблизительно 25% от молярного расхода богатого метаном потока в трубопроводе 126. Если подача природного газа в трубопроводе 100 не содержит достаточного количества компонентов, необходимых, чтобы обеспечить поток неизвлеченных жидких углеводородов в трубопроводе 138, необходимые компоненты могут быть ввезены из любого соответствующего источника.
Вторая часть сконденсированного обогащенного метаном потока в трубопроводе 125 дополнительно охлаждается в проходе 128 второго или холодного (верхнего) пучка основного теплообменника 124 со спиральными трубами и отводится как продукт СПГ через трубопровод 129. Давление СПГ может быть понижено перед и/или после переохлаждения в холодном пучке, если желательно. Если продукт СПГ сохраняется при высоком давлении «PLNG», нет потребности в переохлаждении, и холодный пучок не требуется. Возможно использовать часть продукта СПГ в трубопроводе 129 как богатое метаном орошение в колонне-скруббере 118, если желательно, но такая конфигурация будет тратить охлаждение в результате обеспечения орошения при температуре намного ниже, чем требуется.
Температура потока орошения содержащего сжиженный метан, отводимого из основного теплообменника 124 через трубопровод 126 и насос 127 на фиг.1, может быть ниже, чем фактически требуемая на основе температуры верхней части колонны-скруббера 118. Для того чтобы температура потока орошения, богатого метаном, соответствовала температуре верхней части колонны-скруббера 118, теплый пучок основного теплообменника 124 должен быть разделен, чтобы дать возможность отвода потока орошения, богатого метаном, в промежуточном местоположении. В дополнение, сепаратор фаз должен требоваться, когда отводимый поток представляет собой смешанный поток пар-жидкость. Термодинамическая неэффективность обеспечения орошения при температуре, более низкой, чем требуется в варианте осуществления по фиг.1, однако, компенсируется посредством исключения потребности в разделении теплого пучка основного теплообменника 124.
Охлаждение для основного теплообменника 124 может быть обеспечено посредством любой известной холодильной установки, используемой в производстве СПГ. Например, как показано на фиг.1, может быть использована одна установка со смешанным холодильным агентом (MR), в которой жидкий холодильный агент обеспечивается через трубопровод 152, и парообразный холодильный агент обеспечивается через трубопровод 156. Пар в трубопроводе 156 конденсируется и охлаждается в основном теплообменнике 124 и расширяется в дроссельном вентиле 158, чтобы обеспечить первый испаряющийся холодильный агент в холодный (верхний) пучок теплообменника и впоследствии в теплый (нижний) пучок теплообменника. Жидкий холодильный агент 152 охлаждается в основном теплообменнике 124, чтобы произвести переохлажденный жидкий холодильный агент в трубопроводе 153, расширяется в дроссельном вентиле 154 и объединяется с испаряющимся холодильным агентом из холодного (верхнего) пучка в местоположении вблизи холодного конца теплого пучка основного теплообменника. Как альтернатива дроссельным вентилям 154 и/или 158, так же как и понижающему вентилю продукта СПГ, расширение может быть произведено посредством изэнтропических детандеров для плотной жидкости (гидравлических турбин).
Потоки холодильного агента полностью испаряются и покидают основной теплообменник 124 как пар холодильного агента через трубопровод 150. Пар смешанного холодильного агента протекает в холодильную установку (не показана), где он сжимается, охлаждается посредством множества ступеней испаряющимся пропаном и разделяется, чтобы обеспечить жидкий холодильный агент 152 и более легкий парообразный холодильный агент 156.
Любая другая холодильная установка или сочетание установок, известных в этой области техники, могут быть использованы, чтобы обеспечить охлаждение для основного теплообменника 124. Например, каскад беспримесной жидкости и изэнтропический процесс расширения пара могут быть использованы, как описано в Патенте США 6,308,531, который включен сюда посредством ссылки.
Использование части сконденсированного верхнего погона колонны-скруббера, как обогащенного метаном орошения, через трубопровод 126 в варианте осуществления по фиг.1 дает возможность избежать разделения теплого пучка основного теплообменника 124 на два отдельных пучка, чтобы отводить богатый метаном поток для использования, как орошение. Оно также устраняет потенциальную потребность в разделении двухфазного богатого метаном потока в сепараторе фаз, если богатый метаном поток представляет собой смесь пар-жидкость для того, чтобы использовать жидкую часть, как орошение, и перераспределить часть пара для дальнейшей конденсации в основном теплообменнике. Меньший сепаратор фаз может потребоваться при запуске, как объяснено ниже. Использование теплообменника-экономайзера 114 обеспечивает, чтобы поток верхнего погона в трубопроводе 122 входил в основной теплообменник 124 при приблизительно той же самой температуре, что и потоки холодильного агента в трубопроводах 152 и 156, которые типично вырабатываются посредством охлаждения пропаном.
Использование неизвлеченных жидких углеводородов через трубопровод 138, как дополнительного орошения в колонне-скруббере 118, исключает необходимость расширения подачи в колонну и повторного сжатия верхнего погона колонны. Чтобы свести к минимуму расход энергии, давление подачи природного газа должно быть значительно выше критического давления метана. В то же время, колонна-скруббер должна работать ниже критического давления подаваемой смеси для того, чтобы достичь разделения. Обычное решение, известное в этой области техники, представляет собой изэнтропическое расширение подачи в колонну-скруббер и затем повторное сжатие продукта пара верхнего погона. Работа, полученная от изэнтропического расширения подачи, может быть использована, чтобы по меньшей мере частично приводить в действие компрессор или компрессоры верхнего погона. Такое решение показано, например, в патенте США 4,065,267 и на фиг.2 статьи Elliot, Qualls, Huang, Chen, Lee, Yao, and Zhang entitled “Benefits of Integrating NGL Extraction and LNG Liquefaction Technology” presented at the AIChE Spring Meeting, April 2005.
Другой вариант осуществления изобретения показан на фиг.2. В этом варианте осуществления, часть пара верхнего погона колонны-скруббера в трубопроводе 120 отводится через трубопровод 220 и конденсируется в теплообменнике 200, чтобы произвести поток орошения, содержащий сжиженный метан, который объединяется с неизвлеченными жидкими углеводородами в трубопроводе 138 и вводится, как объединенный поток, через трубопровод 221 в верхнюю часть колонны-скруббера 118. Поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200, может нагнетаться, если необходимо.
Альтернативно, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200, может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в отдельном местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200 и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118, как отдельные потоки (не показаны).
Охлаждение для основного теплообменника 124 обеспечивается тем же самым способом, как описано выше со ссылкой на фиг.1, чтобы обеспечить жидкий холодильный агент 152 и парообразный холодильный агент 156. Охлаждение для теплообменника 200 обеспечивается посредством отвода части жидкого смешанного холодильного агента в трубопроводе 153 через трубопровод 252, понижения давления холодильного агента в дроссельном вентиле 254 и введения холодильного агента пониженного давления в теплообменник. Испаренный смешанный холодильный агент из теплообменника 200 объединяется с испаренным смешанным холодильным агентом из основного теплообменника 124, чтобы обеспечить испаренный холодильный агент в трубопроводе 150. Альтернативно, холодильный агент в трубопроводе 252 может быть отведен из трубопровода 152 перед основным теплообменником 124, расширен до промежуточного давления или давлений, испарен в теплообменнике 200 и возвращен в компрессор смешанного холодильного агента (не показан) в местоположении или местоположениях соответствующей ступени. Все другие характеристики процесса на фиг.2 являются идентичными тем, которые описаны выше со ссылкой на фиг.1.
В альтернативном варианте процесса, описанного выше со ссылкой на фиг.2, могут возникнуть ситуации, в которых желательно вывозить все углеводороды, извлеченные в отстое из колонны-скруббера 118 и разделенные на фракции в установке для разделения ПГК на фракции. В этом случае, расход неизвлеченных углеводородов в трубопроводе 138 был бы равен нулю, и колонна-скруббер 118 использовала бы орошение в трубопроводе 221, обеспечиваемое посредством конденсации части потока верхнего погона колонны-скруббера 118 в трубопроводе 220 в теплообменнике 200.
Альтернативный вариант осуществления изобретения показан на фиг.3. В этом варианте осуществления, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, нагревается в теплообменнике 300 посредством теплообмена через стенку с частью смешанного жидкого холодильного агента, отведенного из трубопровода 152 через трубопровод 352. В этом случае, объединенный поток орошения становится ближе к его оптимальной температуре, когда он вводится в колонну-скруббер 118. Охлажденный холодильный агент из теплообменника 300 протекает через трубопровод 302 и объединяется с холодильным агентом в трубопроводе 153 перед дроссельным вентилем 154.
Альтернативно, сконденсированный богатый метаном поток из теплообменника 300 может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 300 и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118, как отдельные потоки (не показано). Все другие характеристики процесса по фиг.3 являются идентичными тем, которые описаны выше со ссылкой на фиг.1.
В альтернативном варианте процесса, описанного выше со ссылкой на фиг.3, могут возникнуть ситуации, в которых желательно вывозить все углеводороды, извлеченные в отстое из колонны-скруббера 118 и разделенные на фракции в установке для разделения ПГК на фракции. В этом случае, расход неизвлеченных углеводородов в трубопроводе 138 был бы равен нулю, и колонна-скруббер 118 использовала бы орошение, обеспечиваемое посредством нагревания в теплообменнике 300 части, обеспечиваемой посредством насоса 127, полностью сконденсированного верхнего погона из колонны-скруббера 118.
На фиг.4 показана конфигурация по выбору, которая может быть использована, чтобы возвратить сконденсированный обогащенный метаном поток в линии (трубопроводе) 126 в колонну-скруббер 118. Давление сконденсированного обогащенного метаном потока в линии 126 понижается посредством дроссельного вентиля 426 до его давления при температуре начала кипения, затем он вводится в барабан 427, который поддерживает некоторый запас пара, и нагнетается посредством насоса 127 до давления колонны-скруббера. Часть нагнетаемого потока рециркулирует в барабан 427 через вентиль 428, чтобы поддерживать уровень жидкости в барабане, и остающаяся часть протекает в колонну-скруббер 118 через вентиль 429 по выбору. В течение запуска установки избыток пара может отводиться (не показано) из верхней части барабана 427 и сжигаться в факеле, или сжиматься и извлекаться. Так как сконденсированный обогащенный метаном поток в линии 126 представляет собой только небольшую часть всего потока СПГ и здесь нет суммарного потока пара в течение нормальной работы, барабан 127 гораздо меньше, чем барабан орошения, типично используемый на традиционной установке, чтобы отделить частично сконденсированный богатый метаном поток, отведенный из основного теплообменника, чтобы обеспечить жидкое орошение в колонну-скруббер.
Дроссельного вентиля 426 и барабана 427 можно избежать посредством обнаружения жидкости в трубопроводе 126 (например, термопарой) и переадресации пара или двухфазного потока из основного теплообменника 124 в ситуации запуска (при нормальной работе он представляет собой переохлажденную жидкость) в другой существующий барабан, как например барабан для извлечения гелия или для мгновенного испарения топливного газа, или просто путем его сжигания в факеле. В другой альтернативе, установка может быть упрощена посредством использования такого типа насоса 127, который может выдерживать двухфазный поток в непроектном режиме, как например криогенный шестеренчатый или винтовой насос, или центробежный насос с высокоэффективным возбудителем.
Примерная система для извлечения ПГК, которая может быть использована с вариантами осуществления настоящего изобретения, показана на фиг.5 и содержит четыре перегонных колонны, включая деметанизатор 501, деэтанизатор 503, депропанизатор 505 и дебутанизатор 507, работающие последовательно. Жидкий отстой из колонны-скруббера 118 через линию (трубопровод) 134 охлаждается в теплообменнике 509 до приблизительно температуры окружающей среды и течет в колонну-деметанизатор 501. Пар верхнего погона, содержащий метан и некоторое количество этана, отводится из верхней части деметанизатора, как поток извлеченного углеводорода, через линию (трубопровод) 509 и может использоваться, как топливо, либо сжижаться и повторно вводиться в продукт СПГ. Жидкий отстой, обогащенный этаном и более тяжелыми углеводородами, отводится через линию (трубопровод) 511 и частично испаряется в теплообменнике 513, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 517, и остающийся поток течет через линию (трубопровод) 519 и вентиль 521 в колонну-деэтанизатор 503.
Парообразный этан высокой чистоты отводится из колонны через линию (трубопровод) 523 и конденсируется в конденсаторе 525 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 527, и другая часть отводится через линию (трубопровод) 529, как извлеченный углеводород, содержащий этан высокой чистоты, типично содержащий более, чем 98 мольных % этана. Жидкий отстой из деэтанизатора через линию (трубопровод) 531 частично испаряется в теплообменнике 533, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 535, и остающийся поток течет через трубопровод 537 и вентиль 539 в колонну-депропанизатор 505. Парообразный пропан высокой чистоты отводится из колонны через линию (трубопровод) 541 и конденсируется в конденсаторе 543 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 545, и другая часть отводится через линию (трубопровод) 547, как извлеченный углеводород, содержащий пропан высокой чистоты, типично содержащий более, чем 98 мольных % пропана.
Жидкий отстой из депропанизатора через трубопровод 549 частично испаряется в теплообменнике 551, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 553, и остающийся поток течет через трубопровод 555 и вентиль 557 в колонну-дебутанизатор 507. Парообразный бутан высокой чистоты (плюс изобутан, если он присутствует) отводится из колонны через линию (трубопровод) 559 и конденсируется в конденсаторе 561 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 563, и другая часть отводится через трубопровод 565, как извлеченный углеводород, содержащий бутан высокой чистоты (плюс изобутан, если он присутствует), типично содержащий более, чем 98 мольных % бутана плюс изобутан. Жидкий отстой из дебутанизатора отводится через трубопровод 567 и частично испаряется в теплообменнике 569, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 571, и остающийся поток отводится через линию (трубопровод) 573, как извлеченный углеводород, содержащий пентан (плюс изопентан, если он присутствует) и более тяжелые углеводороды.
На этой иллюстрации потоки жидкого пропана и бутана могут быть отведены, как неизвлеченные жидкие углеводороды, через линии (трубопроводы) 575 и 577, соответственно, и смешаны в линии (трубопроводе) 579. Поток смешанного неизвлеченного жидкого углеводорода охлаждается до температуры испаряющегося холодильного агента пропана в теплообменнике 581, нагнетается до давления колонны-скруббера посредством насоса 583 и течет через линию (трубопровод) 138 в колонну-скруббер в любом из вариантов осуществления по фиг.1, 2 и 3. По выбору, часть жидкого этана из деэтанизатора может быть отведена, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 585 и объединена с неизвлеченным пропаном и/или бутаном в линии (трубопроводе) 579. По выбору, часть пара верхнего погона в линии (трубопроводе) 509 из деметанизатора 501 может быть отведена через линию (трубопровод) 587 и абсорбирована в неизвлеченном жидком пропане и/или бутане в линии (трубопроводе) 579. В этом варианте не требуется сжатия пара верхнего погона деметанизатора. В одной альтернативе, весь бутан из дебутанизатора извлекается через линию (трубопровод) 565 и совсем не отводится, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 577. В другой альтернативе, весь пропан из депропанизатора извлекается через линию (трубопровод) 547 и совсем не отводится, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 575. Вообще, любой из растворенного верхнего погона из деметанизатора 501 и сконденсированных потоков верхнего погона этана, пропана и бутана из деэтанизатора 503, депропанизатора 505 и дебутанизатора 507, соответственно, могут быть полностью или частично отведены, как неизвлеченные жидкие углеводороды для возвращения в колонну-скруббер 118, пока удовлетворяются требования к отведенному углеводородному продукту.
Другие установки для разделения ПГК на фракции могут быть использованы в зависимости от конкретных углеводородов, которые должны быть извлечены. Например, установка может использовать колонну-депентанизатор, чтобы извлечь пентаны высокой чистоты и остаточный продукт, содержащий углеводороды, более тяжелые, чем пентан. Часть пентанов может быть возвращена, как неизвлеченный углеводород, в колонну-скруббер 118. В другой альтернативе, деметанизатор не используется, и деэтанизатор работает, чтобы отводить жидкий продукт этан на промежуточной ступени и чтобы отводить смесь пара метана и этана из барабана орошения, как извлеченный углеводородный продукт. Часть этого пара может быть отведена, как неизвлеченный продукт углеводород и растворена в смеси неизвлеченных жидких углеводородов, как описано выше.
Следующий пример иллюстрирует вариант осуществления настоящего изобретения, но не ограничивает варианты осуществления изобретения любой из конкретных подробностей, описанных в нем.
ПРИМЕР
Моделирование процесса было выполнено, чтобы иллюстрировать вариант осуществления по фиг.1. Поток предварительно очищенного природного газа в линии (трубопроводе) 100 имеет расход 100000 фунтмоль/час и давление 960 фунт/квадратный дюйм и содержит (в мольных %) 1,9% гелия, 5,8% азота, 83,2% метана, 7,1% этана, 2,3% пропана, 0,4% изобутана, 0,6% бутана, 0,1% изопентана, 0,2% пентана и 0,2% гексанов. Поток охлаждается посредством трех ступеней охлаждения пропаном до -29°F, дополнительно охлаждается в теплообменнике-экономайзере до -62,8°F и подается в колонну-скруббер 118. Колонна работает при среднем давлении 886 фунт/квадратный дюйм. Верхний погон колонны в линии (трубопроводе) 120 при расходе 104770 фунтмоль/час нагревается от -73°F до -32°F от подачи в теплообменнике 114. Полученный в результате поток в линии (трубопроводе) 122 охлаждается и сжижается в проходе 123 теплого пучка основного теплообменника 124, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток в линии (трубопроводе) 125. Часть этой жидкости отводится через линию (трубопровод) 126 при расходе 10943 фунтмоль/час и температуре -197,6°F. Поток нагнетается насосом 127 до давления колонны-скруббера, так как напор жидкости типично недостаточен, чтобы преодолевать перепад давления в теплообменнике 124. Остаток жидкости в линии 125 переохлаждается в проходе 128 и отводится из холодного пучка теплообменника, как продукт сжиженный природный газ в трубопроводе 129 при расходе 93,827 фунтмоль/час и температуре -228,8°F. Поток продукта может быть дополнительно обработан для того, чтобы извлечь гелий перед тем, как его давление будет понижено до давления хранения.
Поток отстоя колонны-скруббера отводится через линию (трубопровод) 134 при расходе 1862 фунтмоль/час и направляется в систему 136 для разделения ПГК на фракции, которая представляет собой ряд перегонных колонн, как показано на фиг.5, содержащий деметанизатор, производящий смесь метан-этан, как продукт пара верхнего погона, деэтанизатор, производящий этан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона, депропанизатор, производящий пропан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона, и дебутанизатор, производящий бутан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона. Жидкие этан, пропан и бутан имеют чистоты, превышающие 98 мольных %. Смесь метана и этана из деметанизатора отводится, как извлеченный углеводород, и используется, как топливо.
Неизвлеченные жидкие пропан и бутан в трубопроводах 575 и 577 объединяются в трубопроводе 138, охлаждаются посредством охлаждения пропаном до -32,3°F в теплообменнике 581 и нагнетаются до давления колонны-скруббера насосом 583. Неизвлеченный пропан в трубопроводе 575 составляет 50% от потока верхнего погона в линии (трубопроводе) 541 верхнего погона депропанизатора, и неизвлеченный бутан в линии (трубопроводе) 577 бутана составляет 60% от потока в линии (трубопроводе) 559 верхнего погона дебутанизатора. Объединенный поток неизвлеченного углеводорода в линии (трубопроводе) 579 имеет расход 1116 фунтмоль/час и состав (в мольных %) 39% пропана, 60% бутана плюс изобутаны и 1% компонентов, более тяжелых, чем бутан. Нагнетаемый неизвлеченный жидкий углеводород объединяется с потоком орошения, содержащим сжиженный метан, из насоса 127, и объединенный поток вводится в верхнюю часть колонны-скруббера 118.

Claims (27)

1. Способ сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа, причем способ содержит
(a) охлаждение подачи природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(c) охлаждение и конденсацию в первом пучке основного теплообменника по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока;
(d) разделение потока отстоя в одной или более дополнительных перегонных колоннах, чтобы обеспечить один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(e) отвод как извлеченных углеводородов, всех или части любого одного или более потоков продуктов; и
(f) введение одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну, причем один или более потоков орошения содержит либо
(f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, либо
(f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне,
и при этом поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан,
(2) охлаждения и полной конденсации части потока пара, отводимого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и
(3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан.
2. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит
(a) часть потока жидкости, обогащенную этаном, или
(b) часть потока жидкости, обогащенную пропаном, или
(c) часть потока жидкости, обогащенную бутаном, или
(d) часть потока жидкости, обогащенную пентаном, или
(e) весь или часть потока остаточного пара, растворенного в части потока жидкости, обогащенного пропаном, и/или части потока жидкости, обогащенного бутаном, и/или части потока жидкости, обогащенного пентаном.
3. Способ по п.1, в котором поток орошения, содержащий сжиженный метан, вводится в верхнюю часть первой перегонной колонны.
4. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов вводится в верхнюю часть первой перегонной колонны.
5. Способ по п.1, в котором объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов вводятся в верхнюю часть первой перегонной колонны.
6. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов вводится в первую перегонную колонну в местоположение ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором подача охлажденного природного газа вводится в колонну.
7. Способ по п.1, в котором охлаждение и конденсация по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны, производится в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с первым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления первого охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента.
8. Способ по п.7, в котором первый охлажденный многокомпонентный жидкий холодильный агент обеспечивается посредством охлаждения насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента в основном теплообменнике, и в котором нагревание части сконденсированного обогащенного метаном потока производится, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с частью насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента.
9. Способ по п.7, содержащий переохлаждение по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока во втором пучке основного теплообменника, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, в котором переохлаждение производится в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку со вторым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления второго охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента.
10. Способ по п.1, в котором охлаждение подачи природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа осуществляется посредством теплообмена через стенку с потоком пара, отводимого сверху колонны, обогащенного метаном.
11. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит более чем приблизительно 50 мол.% углеводородов, имеющих три или более атомов углерода.
12. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит более чем приблизительно 50 мол.% пентана.
13. Способ по п.1, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит часть потока жидкости, обогащенного пропаном, и часть потока жидкости, обогащенного бутаном.
14. Способ по п.13, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит часть потока жидкости, обогащенного этаном.
15. Способ по п.13, в котором поток неизвлеченных жидких углеводородов содержит часть потока остаточного пара, содержащего метан, растворенный в жидкости, содержащей углеводороды, более тяжелые, чем метан.
16. Способ по п.1, в котором молярный расход неизвлеченных жидких углеводородов составляет менее чем приблизительно 25 мол.% расхода потока орошения, содержащего сжиженный метан по (f1).
17. Устройство для сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа, причем устройство содержит
(a) холодильную установку, выполненную с возможностью охлаждения подачи природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью разделения подачи охлажденного природного газа на поток пара, отводимого сверху колонны, обогащенного метаном, и поток отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(c) основной теплообменник, содержащий первый пучок, выполненный с возможностью охлаждения и конденсирования по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока, и второй пучок, выполненный с возможностью дополнительного охлаждения по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения переохлажденного жидкого продукта;
(d) одну или более дополнительных перегонных колонн, выполненных с возможностью разделения потока отстоя на один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(e) трубопровод, выполненный с возможностью отведения всех или части любых одного или более потоков продуктов, как извлеченных углеводородов;
(f) трубопровод, выполненный с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну, причем один или более потоков орошения содержит либо
(f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, причем поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока, и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан,
(2) охлаждения и полной конденсации части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан, и
(3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан;
либо
(f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне; и
(g) трубопровод и насос или насосы, выполненные с возможностью перемещения неизвлеченных жидких углеводородов из одной или более дополнительных перегонных колонн в трубопровод, выполненный с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну.
18. Устройство по п.17, содержащее теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который выполнен с возможностью конденсирования части потока пара, отбираемого сверху колонны из первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
19. Устройство по п.17, в котором основной теплообменник представляет собой теплообменник со спиральными трубами.
20. Способ сжижения природного газа, содержащий:
(a) охлаждение подачи природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(c) охлаждение и конденсацию по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны в основном теплообменнике для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока; и
(d) введение потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) разделения потока пара, отводимого сверху колонны, на первую часть пара и вторую часть пара, и охлаждения и полной конденсации первой части пара для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока, разделения сконденсированного обогащенного метаном потока на первую часть и вторую часть, нагревания первой части для обеспечения нагретой первой части и использования нагретой первой части для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан.
21. Способ по п.20, в котором первая часть пара потока пара, отводимого сверху колонны конденсируется в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
22. Способ по п.20, в котором нагревание первой части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан, производится в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника.
23. Способ по п.20, содержащий переохлаждение по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, в котором переохлаждение производится в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
24. Устройство для сжижения природного газа, содержащее
(a) систему охлаждения, выполненную с возможностью охлаждения подачи природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью разделения подачи охлажденного природного газа на поток пара, отводимого сверху колонны, обогащенного метаном, и поток отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(c) основной теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения и конденсирования по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока, и содержащий первый пучок, выполненный с возможностью охлаждения и конденсирования по меньшей мере части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока, и второй пучок, выполненный с возможностью дополнительного охлаждения по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения переохлажденного жидкого продукта; и
(d) трубопровод, выполненный с возможностью ввода потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается способом, выбранным из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации части потока пара, отводимого сверху колонны для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара, отводимого сверху колонны для образования сконденсированного обогащенного метаном потока, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока для обеспечения потока орошения, содержащего сжиженный метан.
25. Устройство по п.24, содержащее теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который выполнен с возможностью конденсирования части потока пара, отводимого сверху первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
26. Устройство по п.24, содержащее теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который выполнен с возможностью нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащего сжиженный метан.
27. Устройство по п.24, в котором основной теплообменник представляет собой теплообменник со спиральными трубами.
RU2007128005/06A 2006-07-21 2007-07-20 Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа RU2374575C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/491,329 2006-07-21
US11/491,329 US20080016910A1 (en) 2006-07-21 2006-07-21 Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007128005A RU2007128005A (ru) 2009-01-27
RU2374575C2 true RU2374575C2 (ru) 2009-11-27

Family

ID=38819612

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007128005/06A RU2374575C2 (ru) 2006-07-21 2007-07-20 Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20080016910A1 (ru)
EP (1) EP1881283A3 (ru)
JP (1) JP4713548B2 (ru)
KR (1) KR100891907B1 (ru)
CN (1) CN101108977B (ru)
AU (1) AU2007203296B2 (ru)
CA (1) CA2593886C (ru)
EG (1) EG25242A (ru)
MY (1) MY157897A (ru)
NO (1) NO20073829L (ru)
PE (1) PE20080391A1 (ru)
RU (1) RU2374575C2 (ru)
TW (1) TWI349034B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2708667C1 (ru) * 2017-10-12 2019-12-11 ЧАЙНА ПЕТРОЛЕУМ ИНЖИНИРИНГ энд КОНСТРАКШН КОРП. Установка и способ извлечения этана из природного газа с применением каскадного охлаждения

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2893627B1 (fr) * 2005-11-18 2007-12-28 Total Sa Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl.
AU2007251667B2 (en) * 2006-05-15 2010-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20080300056A1 (en) * 2007-05-30 2008-12-04 Ntn Buzztime, Inc. Telephone Enabled Elimination Game
GB2463202B (en) * 2007-07-19 2011-01-12 Shell Int Research Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream and one or more fractionated streams from an initial feed stream
US20090090049A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Chevron U.S.A. Inc. Process for producing liqefied natural gas from high co2 natural gas
US20090090131A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Chevron U.S.A. Inc. Process and system for removing total heat from base load liquefied natural gas facility
FR2923000B1 (fr) * 2007-10-26 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
EP2245403A2 (en) * 2008-02-14 2010-11-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
JP2009216122A (ja) 2008-03-07 2009-09-24 Jatco Ltd 自動変速機
GB2459484B (en) * 2008-04-23 2012-05-16 Statoilhydro Asa Dual nitrogen expansion process
EP2350546A1 (en) * 2008-10-07 2011-08-03 Exxonmobil Upstream Research Company Helium recovery from natural gas integrated with ngl recovery
WO2010124250A1 (en) * 2009-04-24 2010-10-28 Ebara International Corporation Method to liquefy ammonia gas
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9441877B2 (en) 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
CA2803466C (en) 2010-06-30 2018-08-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
CN103299145B (zh) * 2010-06-30 2015-11-25 国际壳牌研究有限公司 处理包括甲烷的烃流的方法及其设备
CN102465000B (zh) * 2010-11-05 2015-02-18 中国石油化工股份有限公司 一种油气冷凝回收方法
CN102464999B (zh) * 2010-11-05 2015-04-15 中国石油化工股份有限公司 一种油气吸收回收方法
CA2819128C (en) * 2010-12-01 2018-11-13 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
CA2728716C (en) * 2011-01-18 2017-12-05 Jose Lourenco Method of recovery of natural gas liquids from natural gas at ngls recovery plants
KR101346172B1 (ko) * 2011-12-19 2013-12-31 삼성중공업 주식회사 분별증류 장치 및 이를 이용한 분별증류 방법
CA2763081C (en) 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
CN104736504A (zh) * 2012-07-26 2015-06-24 氟石科技公司 用于深度的进料气体烃露点调整的构造和方法
US20140026615A1 (en) * 2012-07-26 2014-01-30 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for deep feed gas hydrocarbon dewpointing
RU2502545C1 (ru) * 2012-08-08 2013-12-27 Открытое акционерное общество "Газпром" Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления
CA2787746C (en) 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
AU2013203120B2 (en) * 2012-09-18 2014-09-04 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Production of ethane for startup of an lng train
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
RU2641778C2 (ru) 2012-12-28 2018-01-22 Линде Инжиниринг Норз Америка Инк. Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
CN105473967B (zh) 2013-03-15 2018-06-26 查特能源化工公司 混合制冷剂系统和方法
AU2014237550A1 (en) * 2013-03-15 2015-10-08 Conocophillips Company Mixed-reflux for heavies removal in LNG processing
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
CN103265987A (zh) * 2013-06-05 2013-08-28 中国石油集团工程设计有限责任公司 一种lpg脱除天然气中重烃的工艺装置及方法
US20140366577A1 (en) * 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US20150033793A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Uop Llc Process for liquefaction of natural gas
CN103453730A (zh) * 2013-08-29 2013-12-18 杭州福斯达实业集团有限公司 一种带有轻烃回收的天然气液化方法及其装置
US10267560B2 (en) 2013-12-30 2019-04-23 Air Products And Chemicals, Inc. Process for recovering hydrocarbons from crude carbon dioxide fluid
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
US10808999B2 (en) 2014-09-30 2020-10-20 Dow Global Technologies Llc Process for increasing ethylene and propylene yield from a propylene plant
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
DE102015002443A1 (de) * 2015-02-26 2016-09-01 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
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
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
EP3115721A1 (en) 2015-07-10 2017-01-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for cooling and separating a hydrocarbon stream
CA2997628C (en) 2015-09-16 2022-10-25 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
CN105695015B (zh) * 2016-03-31 2018-09-25 成都深冷液化设备股份有限公司 一种新型天然气脱重烃装置及方法
RU2614947C1 (ru) * 2016-05-11 2017-03-31 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ переработки природного газа с извлечением С2+ и установка для его осуществления
US11668522B2 (en) * 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
WO2018175405A1 (en) 2017-03-21 2018-09-27 Conocophillips Company Light oil reflux heavies removal process
JP7051372B2 (ja) 2017-11-01 2022-04-11 東洋エンジニアリング株式会社 炭化水素の分離方法及び装置
JP7026490B2 (ja) * 2017-11-21 2022-02-28 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。
JP7084219B2 (ja) * 2018-06-15 2022-06-14 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード 天然ガスの製造装置および天然ガスの製造方法
AU2020367823A1 (en) 2019-10-17 2022-05-12 Conocophillips Company Standalone high-pressure heavies removal unit for LNG processing
CN110760348B (zh) * 2019-11-05 2021-02-02 安徽香杨新能源科技发展股份有限公司 一种生物质燃气净化系统
RU2730291C1 (ru) * 2019-12-24 2020-08-21 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературного фракционирования для комплексной подготовки газа

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1939114B2 (de) * 1969-08-01 1979-01-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verflüssigungsverfahren für Gase und Gasgemische, insbesondere für Erdgas
US3902329A (en) * 1970-10-28 1975-09-02 Univ California Distillation of methane and hydrogen from ethylene
US4445917A (en) * 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying 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
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
US4809154A (en) * 1986-07-10 1989-02-28 Air Products And Chemicals, Inc. Automated control system for a multicomponent refrigeration system
US4710212A (en) * 1986-09-24 1987-12-01 Union Carbide Corporation Process to produce high pressure methane gas
IT1222733B (it) * 1987-09-25 1990-09-12 Snmprogetti S P A Procedimento di frazionamento di miscele gassose idrocarburiche ad alto contenuto di gas acidi
US4987744A (en) * 1990-01-26 1991-01-29 Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation Cryogenic distillation with unbalanced heat pump
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
MY114649A (en) * 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
MY122625A (en) * 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6743829B2 (en) * 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
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
US6978638B2 (en) * 2003-05-22 2005-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection from condensed natural gas
US7216507B2 (en) * 2004-07-01 2007-05-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
AU2005285436B2 (en) 2004-09-14 2010-09-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method of extracting ethane from liquefied natural gas
US7234323B2 (en) * 2004-09-29 2007-06-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovering natural gas liquids from LNG using vacuum distillation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2708667C1 (ru) * 2017-10-12 2019-12-11 ЧАЙНА ПЕТРОЛЕУМ ИНЖИНИРИНГ энд КОНСТРАКШН КОРП. Установка и способ извлечения этана из природного газа с применением каскадного охлаждения

Also Published As

Publication number Publication date
JP2008057962A (ja) 2008-03-13
CA2593886C (en) 2012-03-27
KR20080008984A (ko) 2008-01-24
TWI349034B (en) 2011-09-21
NO20073829L (no) 2008-01-22
EG25242A (en) 2011-11-20
US20080016910A1 (en) 2008-01-24
CA2593886A1 (en) 2008-01-21
EP1881283A3 (en) 2013-04-10
TW200806784A (en) 2008-02-01
MY157897A (en) 2016-08-15
KR100891907B1 (ko) 2009-04-06
PE20080391A1 (es) 2008-05-16
RU2007128005A (ru) 2009-01-27
CN101108977A (zh) 2008-01-23
JP4713548B2 (ja) 2011-06-29
AU2007203296B2 (en) 2008-12-18
CN101108977B (zh) 2012-07-18
AU2007203296A1 (en) 2008-02-07
EP1881283A2 (en) 2008-01-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2374575C2 (ru) Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа
RU2367860C1 (ru) Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа
JP4216765B2 (ja) 凝縮天然ガスからの窒素除去方法及び装置
JP4230956B2 (ja) 天然ガスからのメタンより重い成分回収方法及び装置
US6125653A (en) LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
TWI352614B (en) Process and plant for the simultaneous production
RU2355960C1 (ru) Двухступенчатый отвод азота из сжиженного природного газа
US20130061632A1 (en) Integrated NGL Recovery In the Production Of Liquefied Natural Gas
RU2093765C1 (ru) Способ сжижения природного газа
US6105391A (en) Process for liquefying a gas, notably a natural gas or air, comprising a medium pressure drain and application
RU2509968C2 (ru) Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа
WO2001088447A1 (en) Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
AU2001261633A1 (en) Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
KR20100039353A (ko) Ｌｎｇ를 생산하는 방법 및 시스템
US20100175423A1 (en) Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom
NO158478B (no) Fremgangsmaate for separering av nitrogen fra naturgass.
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: 20130721