RU2599582C2 - Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа - Google Patents

Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2599582C2
RU2599582C2 RU2015107256/04A RU2015107256A RU2599582C2 RU 2599582 C2 RU2599582 C2 RU 2599582C2 RU 2015107256/04 A RU2015107256/04 A RU 2015107256/04A RU 2015107256 A RU2015107256 A RU 2015107256A RU 2599582 C2 RU2599582 C2 RU 2599582C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
stream
depleted
heavy hydrocarbons
gas
Prior art date
Application number
RU2015107256/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015107256A (ru
Inventor
Фэй ЧЭНЬ
Сюйкунь ЛО
Кристофер Майкл ОТТ
Марк Джулиан РОБЕРТС
Говри КРИШНАМУРТИ
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
Priority claimed from PCT/US2012/049506 external-priority patent/WO2014021900A1/en
Priority claimed from US13/565,881 external-priority patent/US20140033762A1/en
Application filed by Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. filed Critical Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
Publication of RU2015107256A publication Critical patent/RU2015107256A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2599582C2 publication Critical patent/RU2599582C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—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
    • 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
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0247—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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation 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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/065—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/10—Recycling of a stream within the process or apparatus to reuse elsewhere therein
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/542—Adsorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a 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
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • 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
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • 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
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (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)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. При этом паровой поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, нагревают, и по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, охлаждают в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между исходным паровым потоком природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Также изобретение относится к устройству. Предлагаемое изобретение позволяет лучше извлекать тяжелые углеводороды из потоков природного газа. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 1 пр.

Description

Перекрестная ссылка на родственные заявки
Данная заявка испрашивает приоритет международной заявки № PCT/US2012/04950, поданной от 3 августа 2012 г (03.08.2012 г), заявки на патент США № 13/565881, поданной 3 августа 2012 г. (03.08.2012 г), и заявки на патент США № 13/611169, поданной 12 сентября 2012 г. (12.09.2012 г.), которая является частичным продолжением заявки на патент США № 13/565881, каждая из которых полностью включена в настоящее описание в качестве ссылки.
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для удаления тяжелых углеводородов (то есть, алифатических углеводородов, имеющих шесть или более атомов углерода суммарно, и ароматических углеводородов, также указанных в настоящем описании как С6+ углеводороды и ароматические соединения, соответственно) из потока природного газа. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления изобретение относится к способу и устройству для удаления тяжелых углеводородов и сжижения потока природного газа. Потоком природного газа может быть поток, который является уже обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 3 до 5 атомов углерода суммарно (также указанных в настоящем описании как С3-С5-углеводороды), и/или поток, который является уже обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 2 до 5 атомов углерода суммарно (также указанные в настоящем описании как С2-С5-углеводороды).
Представляется важным удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа до сжижения потока природного газа, т.к. в противном случае тяжелые углеводороды могут быть заморожены в поток сжиженного природного газа (LNG). Также известно, что компоненты тяжелых углеводородов, содержащиеся в потоках питания природного газа, могут быть удалены с использованием адсорбции с перепадом температур (TSA) или при использовании скрубберной колонны.
Как хорошо известно в области техники, скрубберная колонна представляет собой тип разделительного устройства для удаления менее летучих компонентов из исходного потока с получением газового потока, обедненного указанными менее летучими компонентами. Исходный поток вводится (как газовый поток или как двухфазный поток газ-жидкость) в скрубберную колонну, где он приводится в контакт с орошающим потоком жидкости. Орошающий поток вводится в колонну в участок, который находится выше участка, в котором вводится исходный поток, так что нисходящий поток жидкости течет в противоточном контакте с восходящим потоком паров, образующихся от исходного потока, таким образом, «отгоняя» указанный поток паров (т.е. удаляя по меньшей мере часть менее летучих компонентов из потока паров). Обычно скрубберная колонна содержит одну или более стадий разделения, расположенных ниже участка, в котором вводится орошающий поток, и выше участка, в котором вводится исходный поток, и состоящих из тарелок, набивок или некоторых других форм вставок, которые действуют с увеличением количества и/или длительности контакта между восходящим потоком пара и нисходящим орошающим потоком, таким образом, увеличивая массоперенос между потоками.
В случае обработки потока природного газа скрубберная колонна может быть эффективной для удаления всех компонентов тяжелых углеводородов из потока, но должна работать при давлениях ниже критического давления смеси для достижения фазового разделения газ-жидкость. Рабочее давление колонны является ниже оптимального давления сжижения природного газа, что ведет к сниженной энергоэффективности способа сжижения. Кроме того, стабильная работа скрубберной колонны требует достаточного отношения жидкости (т.е. орошения) к потоку паров во избежание высыхания колонны. Орошение колонны обычно обеспечивается конденсацией части газового потока из верхней части колонны, и, если исходный поток природного газа является, в частности, слишком обедненным С3-С5-углеводородами и/или С2-С5-углеводородами (т.е. концентрация указанных компонентов является слишком низкой), оно становится очень энергонеэффективным для поддержания требуемого соотношения потока жидкость:пар внутри колонны. Поэтому, если исходный поток природного газа является слишком обедненным С3-С5-углеводородами и/или С2-С5-углеводородами и содержит относительно высокие концентрации тяжелых углеводородов, традиционная технология скрубберной колонны является энергонеэффективной.
Как хорошо известно в области техники, TSA включает по меньшей мере две стадии. В ходе первой стадии (обычно называемой как «стадия адсорбции») газообразный исходный поток пропускается через один или более слоев адсорбента при первой температуре и в течение первого периода времени, в ходе которого адсорбент селективно адсорбирует один или более компонентов исходного потока, обеспечивая, таким образом, газообразный поток, обедненный адсорбированными компонентами. В конце указанной стадии адсорбции (который обычно происходит, когда адсорбент достигает насыщения) введение исходного потока в рассматриваемые слои прекращается. Затем на следующей стадии (обычно называемой как «стадия десорбции» или «стадия регенерации») слои регенерируются десорбцией адсорбированных компонентов из слоя(-ев) при второй более высокой температуре и в течение второго периода времени, достаточного для десорбции достаточного количества адсорбированных компонентов, чтобы обеспечить использование рассматриваемых слоя или слоев на другой стадии адсорбции. Обычно в ходе стадии регенерации другой газовый поток (называемый как «регенерационный газ») пропускается через слой, чтобы способствовать десорбции и удалению десорбированных компонентов. В некоторых TSA-способах (обычно относящихся к адсорбции с перепадом температур/давления, или TPSA-способам) стадия регенерации также выполняется при более низком давлении, чем давление в процессе стадии адсорбции. В большинстве TSA-способов имеется также случай, когда два или более слоев адсорбента используются параллельно, с согласованием по времени стадий адсорбции, смещенных между слоями, так что в любой момент имеется всегда по меньшей мере один слой, подвергаемый стадии адсорбции, обеспечивая, таким образом, непрерывную обработку исходного потока. Каждый слой адсорбента может содержать единственный тип материала адсорбента или может содержать более одного типа материала адсорбента, и, когда имеется более одного слоя, различные слои могут содержать различные материалы (в частности, когда два или более слоев размещены последовательно). Подходящие типы материала адсорбента для селективного адсорбирования тяжелых углеводородов хорошо известны.
TSA может использоваться для эффективного удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа при оптимальном давлении для последующего сжижения потока, обеспечивая высокую энергоэффективность способа сжижения. Однако, если концентрации тяжелых углеводородов являются слишком высокими, тогда размер TSA-резервуара и требования к регенерации газа становятся экономически неосуществимыми. Поэтому TSA является эффективной для удаления тяжелых углеводородов в способах сжижения природного газа только тогда, когда концентрации тяжелых углеводородов являются относительно низкими. Кроме того, дополнительным осложнением является то, что TSA слои адсорбента, используемые для удаления углеводородов, необходимо регенерировать при высоких температурах (т.е. 450-600°F (232-315°C)). При указанных высоких температурах имеется риск крекинга адсорбированных тяжелых углеводородов и получения кокса, что будет дезактивировать адсорбент и ухудшать производительность.
Прототипы в данной области техники содержат документы WO 2009/074737, WO 2007/018677, US 3841058 и US 5486227 (которые описывают способы, в которых используются системы адсорбции) и US 7600395, US 5325673, WO 2006/061400, US 2006/0042312 и US 2005/0072186 (которые описывают способы, в которых используются скрубберные колонны).
Следовательно, в области техники существует необходимость в улучшенных способах и устройствах для удаления тяжелых углеводородов из потоков природного газа, в частности, когда поток природного газа имеет относительно высокую концентрацию тяжелых углеводородов, или когда точный состав потока природного газа может варьироваться и/или в противном случае может быть неизвестным, так что имеется риск, что указанный поток имеет (по меньшей мере время от времени) относительно высокую концентрацию тяжелых углеводородов.
Краткое описание изобретения
Согласно первому аспекту настоящего изобретения обеспечивается способ удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, включающий стадии использования первой системы удаления тяжелых углеводородов и второй системы удаления тяжелых углеводородов для обработки исходного потока природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, где указанные первая и вторая системы используются последовательно, так что первая система обрабатывает исходный поток природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и вторая система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и где одной из указанных систем является система адсорбции, которая содержит один или более слоев адсорбента для адсорбирования и, таким образом, удаления тяжелых углеводородов из природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, а другой из указанных систем является система разделения газ-жидкость для разделения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, на паровую часть природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и жидкость, обогащенную тяжелыми углеводородами.
Системой разделения газ-жидкость может быть система любого типа, которая пригодна для разделения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды (обычно частично конденсированного природного газа, содержащего тяжелые углеводороды) на паровую часть природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и жидкость, обогащенную тяжелыми углеводородами. Например, система разделения газ-жидкость может содержать отпарную колонну, скрубберную колонну или фазовый сепаратор. Предпочтительно, однако, система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
Адсорбционной системой может быть система любого типа, которая содержит один или более слоев адсорбента, подходящего для адсорбирования и, таким образом, удаления тяжелых углеводородов из природного газа, содержащего тяжелые углеводороды. Предпочтительно, однако, адсорбционная система содержит адсорбциионную систему с перепадом температур (TSA).
Термин «часть», как используется в настоящем описании в отношении потока и если не указано иное, относится к части потока, которая предпочтительно является отделенной частью. Отделенной частью потока является часть потока, полученная разделением указанного потока на две или более части, которые сохраняют тот же молекулярный состав (т.е. имеют те же компоненты в тех же мольных фракциях), как указанный поток, от которого они были отделены. Таким образом, например, в первом аспекте изобретения предпочтителен случай, когда вторая система удаления тяжелых углеводородов либо обрабатывает весь поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы удаления тяжелых углеводородов, либо обрабатывает отделенную часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы удаления тяжелых углеводородов.
Компоненты тяжелых углеводородов, присутствующие в исходном потоке природного газа, которые должны быть удалены, содержат один или более углеводородов, выбранных из группы, состоящей из алифатических углеводородов, имеющих шесть или более атомов углерода суммарно, и ароматических углеводородов. Поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, полученный из второй системы удаления тяжелых углеводородов, является обедненным каждым из указанных компонентов тяжелых углеводородов относительно исходного потока природного газа, так что мольная фракция каждого из указанных компонентов в потоке природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, является меньше, чем в исходном потоке природного газа. Поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученный из первой системы удаления тяжелых углеводородов, является обедненным по меньшей мере некоторыми из указанных компонентов тяжелых углеводородов относительно исходного потока природного газа, так что общая концентрация указанных компонентов (т.е. объединенная мольная фракция указанных компонентов) в потоке природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, является меньше, чем в исходном потоке природного газа, хотя, конечно, не такой низкой, как в потоке природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученном из второй системы удаления тяжелых углеводородов (путем удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами). Предпочтительно, поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, полученный из первой системы удаления тяжелых углеводородов, является обедненным каждым из указанных компонентов тяжелых углеводородов относительно исходного потока природного газа.
В некоторых вариантах способ можно использовать для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, который имеет состав, делающий его проблематичным для обработки с использованием TSA-системы как таковой или скрубберной колонны как таковой. Например, исходный поток природного газа может быть обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 3 до 5 атомов углерода суммарно, такими как, например, когда общая концентрация любого и всех С3-С5-углеводородов в исходном потоке (т.е. концентрация любого и всех С3-С5-углеводородов в исходном потоке, взятых вместе) составляет 5% моль или менее или 3% моль или менее, или 2% моль или менее, или 1% моль или менее, и/или исходный поток природного газа может быть обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 2 до 5 атомов углерода суммарно, такими как, например, когда общая концентрация любого и всех С2-С5-углеводородов в исходном потоке (т.е. концентрация любого и всех С2-С5-углеводородов в исходном потоке, взятых вместе) составляет 10% моль или менее или 5% моль или менее, или 4% моль или менее. Аналогично, исходный поток природного газа альтернативно или дополнительно может иметь относительно высокую концентрацию тяжелых углеводородов, такую как, когда исходный поток природного газа имеет общую концентрацию компонентов тяжелых углеводородов 100 ч/млн или более (т.е. концентрация всех ароматических и С6+ алифатических углеводородов в исходном потоке, взятых вместе, составляет суммарно 100 ч/млн или более или 250 ч/млн или более).
В некоторых вариантах способ дополнительно включает сжижение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа.
В предпочтительных вариантах состав потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, является таким, что любой и все тяжелые углеводороды, которые еще присутствуют в указанном потоке, присутствуют в указанном потоке при концентрациях ниже (и, наиболее предпочтительно, намного ниже) их соответствующих пределов полной взаимной растворимости при температуре потока сжиженного природного газа.
В одном варианте системой разделения газ-жидкость является первая система удаления тяжелых углеводородов, и способ включает стадии введения исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделения исходного потока природного газа на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и пропускания по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из нее тяжелых углеводородов, получая, таким образом, поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Способ может дополнительно включать охлаждение исходного потока природного газа до того, как указанный поток введен в систему разделения газ-жидкость, и нагревание потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток или его часть пропущены через один или более слоев адсорбционной системы, где исходный поток природного газа охлаждается, и поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, нагревается в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между исходным потоком природного газа и потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Альтернативно, способ может дополнительно содержать нагревание потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток или его часть пропущены через один или более слоев адсорбционной системы, и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, где поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, нагревается, и по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, охлаждается в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
В альтернативном варианте адсорбционной системой является первая система удаления тяжелых углеводородов, и способ включает стадии: пропускания исходного потока природного газа через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и введения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, в систему разделения газ-жидкость и разделения указанного потока или его части на поток паров природного газа, который дополнительно обедняется тяжелыми углеводородами, с обеспечением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения обеспечивается устройство для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, причем устройство содержит первую систему удаления тяжелых углеводородов и вторую систему удалении тяжелых углеводородов для обработки исходного потока природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, где указанные первая и вторая системы соединены в проточном текучем сообщении друг с другом и размещены последовательно, так что при использовании первая система обрабатывает исходный поток природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, а вторая система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и где одной из указанных систем является адсорбционная система, содержащая один или более слоев адсорбента для адсорбирования и удаления, таким образом, тяжелых углеводородов из природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, а другой из указанных систем является система разделения газ-жидкость для разделения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, на паровую часть природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и жидкость, обогащенную тяжелыми углеводородами.
Устройство согласно второму аспекту изобретения является подходящим для осуществления способа согласно первому аспекту изобретения. Предпочтительные варианты осуществления устройства согласно второму аспекту изобретения, таким образом, будут видны из приведенного выше обсуждения предпочтительных вариантов осуществления способа согласно первому аспекту. В частности:
Предпочтительно, система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
Предпочтительно, адсорбционная система содержит систему адсорбции с перепадом температур.
Предпочтительно, устройство дополнительно содержит сжижающий аппарат, соединенный в проточном текучем сообщении со второй системой удаления тяжелых углеводородов для приема и сжижения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа.
В одном варианте системой разделения газ-жидкость является первая система удаления тяжелых углеводородов, и устройство содержит: систему разделения газ-жидкость для приема и разделения исходного потока природного газа на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и адсорбционную систему в проточном текучем сообщении с системой разделения газ-жидкость для приема по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, содержащую один или более слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Устройство может дополнительно содержать экономайзер-теплообменник для охлаждения исходного потока природного газа до того, как указанный поток введен в систему разделения газ-жидкость, и нагревания потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток или его часть пропущены через один или более слоев адсорбционной системы, путем косвенного теплообмена между исходным потоком природного газа и потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Альтернативно, устройство может дополнительно содержать экономайзер-теплообменник для нагревания потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток или его часть пропущены через один или более слоев адсорбционной системы, и охлаждения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, путем косвенного теплообмена между потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
В альтернативном варианте адсорбционной системой является первая система удаления тяжелых углеводородов, и устройство содержит: адсорбционную систему для приема исходного потока природного газа, содержащую один или более слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и систему разделения газ-жидкость в проточном текучем сообщении с адсорбционной системой для приема по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и разделения указанного потока или его части на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, и поток паров природного газа, который дополнительно обеднен тяжелыми углеводородами, причем последний обеспечивает поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предусматривается способ удаления тяжелых углеводородов и сжижения потока природного газа, причем способ включает: пропускание потока природного газа через адсорбционную систему, которая содержит один или более слоев адсорбента для адсорбирования и, таким образом, удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа с обеспечением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; сжижение потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа; и регенерацию одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур при пропускании через один или более слоев мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа. Предпочтительно, адсорбционной системой является система адсорбции с перепадом температур, причем температура одного или более слоев в процессе регенерации является выше температуры одного или более слоев в процессе адсорбции тяжелых углеводородов из потока природного газа.
Предпочтительные аспекты настоящего изобретения включают следующие аспекты, пронумерованные с №1 по №33:
№1. Способ удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, включающий стадии использования первой системы удаления тяжелых углеводородов и второй системы удаления тяжелых углеводородов для обработки исходного потока природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, где указанные первая и вторая системы используются последовательно, так что первая система обрабатывает исходный поток природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и вторая система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и где одной из указанных систем является адсорбционная система, которая содержит один или более слоев адсорбента для адсорбирования и, таким образом, удаления тяжелых углеводородов из природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, а другой из указанных систем является система разделения газ-жидкость для разделения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, на паровую часть природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и жидкость, обогащенную тяжелыми углеводородами.
№2. Способ согласно аспекту №1, в котором система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
№3. Способ согласно аспекту №1 или №2, который дополнительно является способом получения потока сжиженного природного газа и дополнительно содержит сжижение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа.
№4. Способ согласно любому из аспектов №1-№3, в котором системой разделения газ-жидкость является первая система удаления тяжелых углеводородов, включающий следующие стадии:
введения исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделения исходного потока природного газа на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и
пропускания по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов, получая, таким образом, поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№5. Способ согласно аспекту №4, дополнительно включающий охлаждение исходного потока природного газа до введения указанного потока в систему разделения газ-жидкость и нагревания потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до пропускания указанного потока или его части через один или более слоев адсорбционной системы.
№6. Способ согласно аспекту №5, в котором исходный поток природного газа охлаждается, а поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, нагревается в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между исходным потоком природного газа и потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№7. Способ согласно аспекту №6, в котором исходный поток природного газа дополнительно охлаждается перед введением в систему разделения газ-жидкость путем расширения исходного потока природного газа и/или путем прямого или косвенного теплообмена с одним или более другими потоками.
№8. Способ согласно аспекту №6 или №7, дополнительно включающий сжижение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№9. Способ согласно аспекту №5, дополнительно включающий охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и где поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, нагревается, а по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, охлаждается в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№10. Способ согласно аспекту №9, дополнительно включающий сжижение охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№11. Способ согласно аспекту №10, в котором исходный поток природного газа охлаждается, и охлажденный поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, сжижается в сжижающем аппарате, причем исходный поток природного газа вводится в горячий конец сжижающего аппарата и выводится из промежуточного участка сжижающего аппарата, и охлажденный поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводится в промежуточный участок сжижающего аппарата и выводится из холодного конца сжижающего аппарата.
№12. Способ по любому из аспектов №4-№11, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором исходный поток природного газа вводится в отпарную колонну.
№13. Способ по любому из аспектов №6-№8, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором исходный поток природного газа вводится в отпарную колонну и в котором отпарной газ содержит один или более газов, выбранных из группы, состоящей из природного газа, отобранного из исходного потока природного газа до охлаждения и введения указанного потока в отпарную колонну; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которая нагревается в экономайзере-теплообменнике; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; газа, полученного от повторного кипячения всего или части потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа.
№14. Способ по любому из аспектов №9-№11, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором исходный поток природного газа вводится в отпарную колонну и в котором отпарной газ содержит один или более газов, выбранных из группы, состоящей из природного газа до охлаждения и введения указанного потока в отпарную колонну; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которая не охлаждается в экономайзере-теплообменнике; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которая нагревается в экономайзере-теплообменнике; газа, полученного от повторного кипячения всего или части потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа.
№15. Способ по любому из аспектов №4-№14, в котором адсорбционной системой является система адсорбции с перепадом температур, причем способ дополнительно включает регенерацию одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур при пропускании через один или более слоев газа, выбранного из части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа, причем температура одного или более слоев во время регенерации является выше температуры одного или более слоев во время адсорбции тяжелых углеводородов из потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его части.
№16. Способ согласно аспекту №15, дополнительно включающий охлаждение и разделение на жидкую и паровую фазы газа, полученного из одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации одного или более слоев, и рециклирование паровой фазы в исходный поток природного газа до введения его в систему разделения газ-жидкость.
№17. Способ согласно аспекту №15, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает охлаждение и разделение на жидкую и паровую фазы газа, полученного из одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур во время регенерации одного или более слоев, и введение паровой фазы в качестве отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором исходный поток природного газа вводится в отпарную колонну.
№18. Способ по любому из аспектов №1-№3, в котором адсорбционной системой является первая система удаления тяжелых углеводородов, причем способ включает следующие стадии:
пропускания исходного потока природного газа через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
введения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, в систему разделения газ-жидкость и разделения указанного потока или его части на поток паров природного газа, который дополнительно обедняется тяжелыми углеводородами, с обеспечением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами.
№19. Способ согласно аспекту №18, дополнительно включающий охлаждение потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его части, вводимых в систему разделения газ-жидкость, до введения указанного потока или его части в систему разделения газ-жидкость.
№20. Способ согласно аспекту №19, дополнительно включающий сжижение потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№21. Способ согласно аспекту №20, в котором поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, охлаждается, и поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, сжижается в сжижающем аппарате, поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, вводится в горячий конец сжижающего аппарата и выводится из промежуточного участка сжижающего аппарата, и поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, вводится в промежуточный участок сжижающего аппарата и выводится из холодного конца сжижающего аппарата.
№22. Способ по любому из аспектов №18-№21, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, вводится в отпарную колонну.
№23. Способ согласно аспекту №22, в котором отпарной газ содержит один или более газов, выбранных из группы, состоящей из: природного газа, отобранного из исходного потока природного газа до того, как указанный поток пропущен через один или более слоев адсорбционной системы; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; газа, полученного от повторного кипячения всего или части потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа.
№24. Способ по любому из аспектов №18-№23, в котором адсорбционной системой является система адсорбции с перепадом температур, причем способ дополнительно включает регенерацию одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур при пропускании через один или более слоев газа, выбранного из части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами или мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа, причем температура одного или более слоев в процессе регенерации является выше, чем температура одного или более слоев в процессе адсорбции тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа.
№25. Способ согласно аспекту №24, дополнительно включающий охлаждение и разделение на жидкую и паровую фазы газа, полученного из системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации одного или более указанных слоев, и рециклирование паровой фазы в исходный поток природного газа до того, как указанный поток пропущен через один или более слоев системы адсорбции с перепадом температур.
№26. Способ согласно аспекту №24, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участок ниже участка, в котором поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, или его часть, вводится в отпарную колонну, где указанный отпарной газ содержит: газ, полученный из одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации указанных одного или более слоев; или паровую фазу, полученную от охлаждения и разделения на жидкую и паровую фазы газа, полученного из одного или более слоев системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации указанных одного или более слоев.
№27. Способ по любому из аспектов №1-№26, в котором исходный поток природного газа является обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 3 до 5 атомов углерода суммарно, и/или является обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 2 до 5 атомов углерода суммарно.
№28. Устройство для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, содержащее первую систему удаления тяжелых углеводородов и вторую систему удаления тяжелых углеводородов для обработки исходного потока природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, где указанные первая и вторая системы соединены в проточном текучем сообщении друг с другом и размещены последовательно, так что при использовании первая система обрабатывает исходный поток природного газа с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и вторая система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из первой системы с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и где одной из систем является адсорбционная система, содержащая один или более слоев адсорбента для адсорбирования и, таким образом, удаления тяжелых углеводородов из природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, а другой из указанных систем является система разделения газ-жидкость для разделения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, на паровую часть природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и жидкость, обогащенную тяжелыми углеводородами.
№29. Устройство согласно аспекту №28, в котором система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
№30. Устройство согласно аспекту №28 или №29, которое дополнительно предназначено для получения потока сжиженного природного газа и дополнительно содержит сжижающий аппарат, соединенный в проточном текучем сообщении со второй системой удаления тяжелых углеводородов, и сжижения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа.
№31. Устройство по любому из аспектов №28-№30, в котором системой разделения газ-жидкость является первая система удаления тяжелых углеводородов, причем устройство содержит:
систему разделения газ-жидкость для приема и разделения исходного потока природного газа на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами;
адсорбционную систему, в проточном текучем сообщении с системой разделения газ-жидкость, для приема части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, содержащую один или более слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
экономайзер-теплообменник для охлаждения исходного потока природного газа до введения указанного потока в систему разделения газ-жидкость и нагревания потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток, или его часть, пропускается через один или более слоев адсорбционной системы, путем косвенного теплообмена между исходным потоком природного газа и потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№32. Устройство по любому из аспектов №28-№30, в котором системой разделения газ-жидкость является первая система удаления тяжелых углеводородов, причем устройство содержит:
систему разделения газ-жидкость для приема и разделения исходного потока природного газа на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами;
адсорбционную систему в проточном текучем сообщении с системой разделения газ-жидкость для приема части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, содержащую один или более слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере части потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
экономайзер-теплообменник для нагревания потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как указанный поток, или его часть, пропускается через один или более слоев адсорбционной системы, и охлаждения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, путем косвенного теплообмена между потоком паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
№33. Устройство по любому из аспектов №28-№30, в котором адсорбционной системой является первая система удаления тяжелых углеводородов, причем устройство содержит:
адсорбционную систему для приема исходного потока природного газа, содержащую один или более слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
систему разделения газ-жидкость в проточном текучем сообщении с адсорбционной системой для приема по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и разделения указанного потока или его части на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, и поток паров природного газа, который дополнительно обедняется тяжелыми углеводородами, причем последний обеспечивает поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами.
Краткое описание чертежей
На фигурах 1(а)-1(f) представлена первая группа вариантов настоящего изобретения, в которой система разделения газ-жидкость используется и размещается выше по потоку и последовательно с адсорбционной системой для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа;
на фигурах 2(а)-2(d) представлена вторая группа вариантов настоящего изобретения, в которой система разделения газ-жидкость используется и размещается выше по потоку и последовательно с адсорбционной системой для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа;
на фигурах 3(а)-3(d) представлена третья группа вариантов настоящего изобретения, в которой система разделения газ-жидкость используется и размещается выше по потоку и последовательно с адсорбционной системой для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа; и
на фигуре 4 представлен график, показывающий результаты использования последовательно адсорбционной системы и системы разделения газ-жидкость для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа по сравнению с использованием отпарной колонны как таковой для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа.
Подробное описание изобретения
В некоторых аспектах настоящее изобретение относится к способу и устройству, в которых адсорбционная система используется в комбинации с системой разделения газ-жидкость для эффективного удаления тяжелых углеводородов (т.е. один или более С6+ углеводородов и/или ароматических углеводородов) из потока природного газа.
Когда поток природного газа имеет состав, который является обедненным С3-С5-компонентами и/или обедненным С2-С5-компонентами и имеет относительно высокие уровни содержания тяжелых углеводородов, любая схема удаления тяжелых углеводородов, использующая TSA-систему или скрубберную колонну по отдельности, является неэффективной или энергонеэффективной. Авторы изобретения установили, что указанная проблема может быть решена при использовании адсорбционной системы (предпочтительно, TSA-системы) в комбинации с системой разделения газ-жидкость (предпочтительно, содержащей фазовый сепаратор или отпарную колонну).
В частности, способ и устройство согласно настоящему изобретению могут улучшить энергоэффективность способа сжижения при обеспечении работы фазового сепаратора или отпарной колонны (или другой системы разделения газ-жидкость) при более высоком давлении, чем традиционная скрубберная колонна.
Кроме того, когда установка получения LNG имеет исходный поток природного газа из различных месторождений газа или загрязненный тяжелыми углеводородами, LNG-установка сталкивается со сложной задачей неопределенных уровней содержания тяжелых углеводородов. Способ и устройство согласно настоящему изобретению могут предотвратить на LNG-установке проблемы замерзания в широком интервале концентраций тяжелых углеводородов, таким образом, обеспечивая возможность эксплуатации установки в широком диапазоне изменяющихся параметров в случае неустановленных или изменяющих составов газа.
Кроме того, в способе и устройстве согласно настоящему изобретению нагрузка на адсорбционные слои TSA (или другой адсорбционной) системы снижается благодаря тому, что некоторые из тяжелых углеводородов удаляются в системе разделения газ-жидкость, что уменьшает риск крекинга тяжелых углеводородов, имеющего место в слое или слоях TSA-системы в процессе высокотемпературной (например, 450-600°F, 232-315°C) регенерации указанных слоя или слоев, причем крекинг может в ином случае приводить к дезактивации слоя.
В настоящих способе и устройстве адсорбционная система и система разделения газ-жидкость используются последовательно для обработки потока природного газа для удаления из него тяжелых углеводородов.
Адсорбционная система может быть размещена ниже по потоку от системы разделения газ-жидкость, так что система разделения газ-жидкость удаляет значительную часть тяжелых углеводородов и контролирует количество тяжелых углеводородов на впуске адсорбционной системы, адсорбционная система затем удаляет остаток тяжелых углеводородов до уровней, требуемых или допустимых для предотвращения последующего замерзания в процессе сжижения природного газа.
Альтернативно, адсорбционная система может быть размещена выше по потоку от системы разделения газ-жидкость, так что адсорбционная система удаляет большую часть тяжелых углеводородов, и система разделения газ-жидкость удаляет остаток тяжелых углеводородов до уровней, требуемых или допустимых для предотвращения последующего замерзания в процессе сжижения природного газа. Состав потока природного газа в систему разделения газ-жидкость, в некоторых случаях, регулируется конструктивными особенностями и рабочими характеристиками адсорбционной системы.
Адсорбционная система и система разделения газ-жидкость могут быть установлены как установка удаления тяжелых углеводородов «перед-конец», которая обрабатывает природный газ до поступления потока природного газа в отдельную установку сжижения. Альтернативно, адсорбционная система и система разделения газ-жидкость могут быть интегрированы в установку сжижения.
Обычно (и в зависимости от таких факторов, как начальная температура потока природного газа, и находится ли система разделения газ-жидкость выше по потоку или ниже по потоку от адсорбционной системы) система разделения газ-жидкость требует охлаждения с частичной конденсацией потока, подаваемого в систему разделения газ-жидкость. Как будет рассмотрено более подробно ниже, указанное охлаждение может быть обеспечено рядом способов, включая (но не ограничиваясь этим) охлаждение, обеспечиваемое эффектом Джоуля-Томпсона (т.е. путем изоэнтальпического, или сильного изоэнтальпического, расширения потока); охлаждения потока путем косвенного теплообмена в части аппарата, сжижающего природный газ; охлаждения потока путем косвенного теплообмена в другом теплообменнике (в отношении другой обработки потока и/или по отношению к отдельному хладагенту, такому как, например, смешанный хладагент); или введение LNG для охлаждения потока путем косвенного теплообмена.
Только в качестве примера, различные предпочтительные варианты изобретения будут теперь описаны со ссылкой на прилагаемые чертежи, первая группа которых представлена на фигурах 1(а)-1(f), вторая группа которых представлена на фигурах 2(а)-2(d), и третья группа которых представлена на фигурах 3(а)-3(d). На чертежах, когда элемент является общим для более чем одного чертежа, тогда элемент обозначается одинаковой ссылочной позицией на каждом чертеже для ясности и краткости.
Фигуры 1(а)-1(f)
В первой группе вариантов осуществления, представленной на фигурах 1(а)-1(f), система разделения газ-жидкость расположена выше по потоку от адсорбционной системы, так что система разделения газ-жидкость обрабатывает исходный поток природного газа (из которого должны быть удалены тяжелые углеводороды) с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и адсорбционная система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из системы разделения газ-жидкость с получением требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
Более конкретно, в первой группе вариантов осуществления исходный поток природного газа охлаждается в экономайзере-теплообменнике и затем вводится в систему разделения газ-жидкость и разделяется на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами. Поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, затем нагревается в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена с исходным потоком природного газа. Полученный нагретый поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, затем пропускается через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из них тяжелых углеводородов и с дополнительным снижением, таким образом, концентрации тяжелых углеводородов в указанных потоке или его части (с обеспечением, таким образом, требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами).
Что касается теперь фигуры 1(а), на которой показан отдельный вариант осуществления, отпарная колонна и система адсорбции с перепадом температур используются последовательно для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Исходный поток (100) природного газа, обогащенного метаном, сначала пропускается через экономайзер-теплообменник (10), где он охлаждается путем косвенного теплообмена с потоком (104) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, как описано более подробно ниже. Охлажденный исходный поток (101) природного газа затем дополнительно охлаждается путем снижения давления посредством клапана (20) Джоуля-Томпсона (J-T). Поток (102) дополнительно охлажденного и теперь частично конденсированного исходного потока природного газа затем вводится в отпарную колонну (30).
Отпарная колонна (30) может быть любой подходящей конструкции. Как хорошо известно в области техники, в отпарной колонне конденсированный или частично конденсированный исходный поток (в данном случае частично конденсированный исходный поток природного газа) вводится в отпарную колонну, где он приводится в контакт с отпарным газом. Исходный поток вводится в отпарную колонну в участок, который находится выше участка, в котором вводится отпарной газ, так что нисходящий поток жидкости из исходного потока проходит в противоточном контакте с восходящим потоком отпарного газа, таким образом, «отпаривая» указанную жидкость от летучих компонентов. Обычно отпарная колонна содержит одну или более стадий разделения, расположенных между участком, в котором вводится исходный поток, и участком, в котором вводится отпарной газ, и состоящих из тарелок, набивок и некоторых других форм вставок, которые увеличивают количество и/или длительность контакта между исходным потоком жидкости и отпарного газа, таким образом, увеличивая массоперенос между потоками. Обычно отсутствуют стадии разделения выше участка, в котором исходный поток вводится в отпарную колонну.
В варианте, представленном на фигуре 1(а), поток (102) дополнительно охлажденного и частично конденсированного природного газа вводится в верхнюю часть отпарной колонны (30), а отпарной газ (109) вводится в нижнюю часть отпарной колонны, причем отпарная колонна содержит одну или более стадий разделения, расположенных между участками подачи исходного потока природного газа и отпарного газа. Отпарной газ для отпарной колонны может поступать из любого из различных источников, как будет описано более подробно ниже в отношении фигуры 1(с), но в конкретном варианте осуществления, представленном на фигуре 1(а), он содержит поток (109) природного газа, отобранного из исходного потока (100) природного газа выше по потоку от экономайзера-теплообменника (10).
Отпарная колонна (30) разделяет исходный поток (102) частично конденсированного природного газа на поток (104) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, который выводится из верхней части отпарной колонны, и поток (103) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, который выводится из нижней части отпарной колонны. Необязательно, температура отпарного газа (109), поступающего в отпарную колонну (30), может регулироваться с использованием нагревателя (не показано), если требуется увеличить температуру потока (103) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, или снизить содержание метана в указанном потоке.
Поток (104) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, который выводится из верхней части отпарной колонны (30), затем пропускается, как описано выше, через экономайзер-теплообменник (10) для генерации холода с целью охлаждения исходного потока (100) природного газа. Поток (105) теперь нагретых паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из экономайзера-теплообменника (10) затем направляют в систему (40) адсорбции с перепадом температур, содержащую один или более слоев адсорбента, селективного для компонентов тяжелых углеводородов потока природного газа (т.е. который предпочтительно адсорбирует компоненты тяжелых углеводородов потока). Когда имеются множественные слои, они могут быть размещены параллельно и/или последовательно. Поток (105) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, пропускается через один или более указанных слоев для дополнительного снижения (снижения до допустимых уровней) концентрации тяжелых углеводородов в указанном потоке и обеспечения потока (107) требуемого природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
Поток (107) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, может затем подаваться как исходный поток (107) природного газа в систему (90) сжижения природного газа и сжижаться с обеспечением потока (110) LNG. Тяжелые углеводороды, адсорбированные адсорбентом(-ами), могут затем удаляться на стадии регенерации адсорбента (не показано на фигуре 1(а)).
Что касается теперь фигуры 1(b), в альтернативном варианте осуществления фазовый сепаратор (31) может использоваться (вместо отпарной колонны, используемой в варианте осуществления, представленном на фигуре 1(а)) для разделения исходного потока (102) частично конденсированного природного газа на паровую часть (104) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которые выводятся из верхней части сосуда фазового разделения, и жидкость (103), обогащенную тяжелыми углеводородами, которая выводится из нижней части сосуда.
Как известно в области техники, фазовый сепаратор отличается от отпарной колонны тем, что в фазовом сепараторе просто обеспечивается разделение (например, посредством гравитации) частично конденсированного исходного потока на его жидкую фазу и газовые фазы без контактирования с любыми дополнительными отпарными газами или орошающими потоками. Таким образом, по сравнению с отпарной колонной (30) на фигуре 1(а) фазовый сепаратор (31) на фигуре 1(b) не содержит стадии разделения (т.е. тарелки или набивки для массопереноса между противоточными потоками), и отпарной газ не генерируется и не подается в фазовый сепаратор. По сравнению с вариантом осуществления, представленным на фигуре 1(а), вариант осуществления, представленный на фигуре 1(b), имеет преимущество более низких капитальных затрат, а также недостаток, заключающийся в большей потере метана в потоке (103) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами.
Как рассмотрено выше, вариант осуществления, представленный на фигуре 1(а) (и фигуре 1(b)) использует J-T-клапан (20) для обеспечения дополнительного охлаждения (т.е. охлаждения, дополнительного к охлаждению, обеспечиваемому экономайзером-теплообменником (10)) для частичной конденсации исходного потока (102) природного газа в отпарной колонне (30) (или фазовом сепараторе (31)). Однако, другие варианты осуществления являются дополнительно или альтернативно доступными. Кроме того, как отмечено выше, в случае, когда вместо или в дополнение к использованию в качестве отпарного газа для отпарной колонны (30) природный газ (109) отбирается из исходного потока (100) природного газа выше по потоку от экономайзера-теплообменника (10), могут также использоваться другие источники отпарного газа. Указанные варианты осуществления дополнительно показаны на фигуре 1(с).
Соответственно, что касается теперь фигуры 1(с), в других вариантах осуществления дополнительное охлаждение для частичной конденсации исходного потока (102) природного газа в отпарной колонне (30) может быть обеспечено другим потоком, который является более холодным, чем исходный поток (101) охлажденного природного газа, выходящий из экономайзера-теплообменника (10). Например, исходный поток природного газа может быть охлажден косвенным теплообменом с охлаждающим потоком (130, 131), таким как, например, поток смешанного хладагента, в теплообменнике (21). Данный теплообменник может быть размещен как отдельная установка от установки экономайзера-теплообменника (10) и установки сжижающего аппарата (90) природного газа, как показано на фигуре 1(с), или он может быть объединен с одним или обоими из экономайзера-теплообменника (10) и сжижающего аппарата (90) природного газа в единственную установку. Альтернативно или дополнительно, исходный поток природного газа может быть охлажден прямым теплообменом, таким как прямое введение холодного потока (133) в поток (101, 102) природного газа. В случае прямого введения возможно, что холодный поток (133) как таковой получается из потока (132), который дополнительно охлаждается при снижении давления посредством J-T-клапана (82). Подходящим источником холодного потока (132, 133) для прямого введения в исходный поток природного газа, может быть, например, часть LNG, полученного из сжижающего аппарата (90), давление которого увеличивается в жидкостном насосе (не показано).
Аналогично, что касается фигуры 1(с), в других вариантах осуществления отпарной газ (129), подаваемый в отпарную колонну (30), может содержать один или более из: потока (109) природного газа, отобранного из исходного потока (100) природного газа выше по потоку от экономайзера-теплообменника (10) (как уже описано в отношении фигуры 1(а)); части (119) потока (105) нагретого природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из экономайзера-теплообменника (10); или части (108) потока (106) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из системы (40) адсорбции с перепадом температур (в этом случае только часть (107) указанного потока (106) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, затем направляется в сжижающий аппарат (90) для сжижения). Когда часть (119) потока (105) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и/или часть (108) потока (106) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, используются в качестве отпарного газа (129), вначале они могут потребовать сжатия в компрессоре (75) перед использованием в качестве отпарного газа (129). Предпочтительно, что отпарным газом (или по меньшей мере частью отпарного газа) является природный газ (109), отобранный из исходного потока (100) природного газа, потому что исходный поток природного газа обычно находится под давлением, которое выше, чем давление в нижней части отпарной колонны, и, таким образом, природный газ, отобранный из указанного потока, обычно не требует никакого сжатия для использования в качестве отпарного газа.
Что касается фигур 1(d) и 1(с), в вариантах осуществления, где используется отпарная колонна (30), также возможно извлечение посредством отпарной колонны части газа, генерированного в процессе регенерации слоя или слоев адсорбционной системы (40). Как показано на фигурах 1(d) и 1(с), адсорбционная система может содержать, например, два или более слоев параллельно (40А и 40В), где, когда один из слоев (40А) подвергается стадии адсорбции, т.е. адсорбирует тяжелые углеводороды из потока (105) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, другой слой (40В) регенерируется, причем регенерационный газ пропускается через слой в процессе стадии регенерации для того, чтобы способствовать десорбции и удалению из слоя тяжелых углеводородов, адсорбированных на предшествующей стадии адсорбции (температура слоя в процессе стадии регенерации выше, чем температура слоя в процессе стадии адсорбции).
Регенерационный газ, пропускаемый через слой (40В), подвергаемый стадии регенерации, может содержать, например, часть (120) природного газа (106), обедненного тяжелыми углеводородами, полученного на выпуске слоя (40А), подвергаемого стадии адсорбции. Альтернативно или дополнительно, регенерационный газ может содержать, например, поток (111) мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученный обработкой или путем хранения потока (110) LNG, например, в оборудовании (91) для хранения LNG, и который сначала компремируется в компрессоре (92). Должно быть отмечено, что, как показано на фигуре 1(d), указанный сжатый мгновенно выделяющийся или кипящий отходящий газ дополнительно или альтернативно может использоваться весь или как часть отпарного газа (112) для отпарной колонны (30), причем сжатый мгновенно выделяющийся или кипящий отходящий газ может использоваться в дополнение или в качестве альтернативы относительно любого и каждого из источников отпарного газа, рассмотренных выше.
Поток (121) десорбированного газа, выходящий из слоя (40В) или слоев адсорбционной системы в процессе их регенерации, которые обычно находятся при более низком давлении, чем давление исходного потока (102) природного газа в отпарной колонне (30), может быть затем охлажден и частично конденсирован в холодильнике (60) и фазово разделен в фазовом сепараторе (70) на поток (124) жидкого конденсата, содержащий основную часть тяжелых углеводородов, и поток (125) паров природного газа.
Как показано на фигуре 1(d), указанный извлеченный поток (125) паров природного газа может быть повторно сжат в компрессоре (50) и охлажден в дополнительном холодильнике (80) и затем рециклирован при повторном введении в отпарную колонну (30) в участке ниже исходного потока (102) природного газа, обеспечивая, таким образом, еще один дополнительный или альтернативный источник отпарного газа. Холодильник (80) после компрессора (50) является необязательным и может использоваться для регулирования температуры извлеченного потока (125) природного газа, поступающего в отпарную колонну. Альтернативно, как показано на фигуре 1(с), извлеченный поток (125) паров природного газа может быть извлечен при рециклировании в исходный поток (100) природного газа, например, выше по потоку от бустер-компрессора (51) исходного потока газа. Между бустер-компрессором (51) исходного потока газа и экономайзером-теплообменником (10) может находиться различное оборудование (обычно указанное как установка 55), такое как сушилка, холодильник и т.д.
Хотя на фигурах 1(d) и 1(е) представлены только два параллельных адсорбционных слоя (40А и 40В), это показано только для краткости, и на практике способы, представленные на указанных фигурах, могут осуществляться при использовании единственного или нескольких слоев параллельно или последовательно.
Должно быть также отмечено, что способ и устройство, описанные выше, в которых слой или слои TSA-системы регенерируются с использованием газа, содержащего мгновенно выделяющийся или кипящий отходящий газ, полученный из потока LNG, могут быть равно применены в других видах регенеративной адсорбционной системы (таких как PSA-системы), и фактически в способах и устройствах для удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, когда адсорбционная система используется как таковая (т.е. не в комбинации с системой разделения газ-жидкость) или в сочетании с любой другой системой.
Наконец, что касается фигуры 1(f), на ней представлен другой вариант осуществления, который отличается от варианта осуществления, представленного на фигуре 1(d) тем, что отпарная колонна (30) позволяет осуществить две стадии разделения, которые находятся выше или ниже точки поступления потока (125) извлеченного природного газа в отпарную колонну (обе стадии поэтому находятся ниже точки поступления исходного потока (101) природного газа).
Как также показано на данной фигуре, может быть предусмотрен еще один источник отпарного газа для отпарной колонны (30) при использовании ребойлера (90) в нижней части колонны для повторного кипячения части потока (103) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, полученного из нижней части отпарной колонны, причем указанная ребойлерная часть затем повторно вводится в нижнюю часть в качестве отпарного газа. Источником тепла для ребойлера может быть водяной пар, горячее масло, электрическая энергия или любой поток, который является более горячим, чем требуемая температура водяного пара, возвращаемого в колонну. Указанное использование ребойлера может быть равно применимо в любом из предыдущих вариантов осуществления, в которых используется отпарная колонна.
Фигуры 2(a)-2(d)
Во второй группе вариантов, представленных на фигурах 2(a)-2(d), система разделения газ-жидкость снова находится выше по потоку от адсорбционной системы, так что система разделения газ-жидкость обрабатывает исходный поток природного газа (из которого должны быть удалены тяжелые углеводороды) с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, а адсорбционная система обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из системы разделения газ-жидкость с получением требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Однако, по сравнению с первой группой вариантов осуществления (представленных на фигурах 1(а)-1(f)) вторая группа вариантов осуществления (представленных на фигурах 2(а)-2(d)) отличается тем, что исходный поток природного газа, поданный в систему разделения газ-жидкость, охлаждается, а поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, выходящий из системы разделения газ-жидкость нагревается.
В частности, во второй группе вариантов осуществления исходный поток природного газа снова вводится в систему разделения газ-жидкость и разделяется на поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, и поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, пропускается через один или более слоев адсорбционной системы с адсорбированием тяжелых углеводородов, и, таким образом, дополнительно снижается концентрация тяжелых углеводородов в указанном потоке (с обеспечением, таким образом, требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами). Однако, во второй группе вариантов осуществления поток паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, нагревается в экономайзере-теплообменнике прежде, чем указанный поток, или его часть, пропускается через один или более слоев адсорбционной системы, путем косвенного теплообмена с по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученного из адсорбционной системы (по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, поэтому охлаждается в указанном экономайзере-теплообменнике с обеспечением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами).
Вследствие того, что во второй группе вариантов осуществления охлаждение потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, перенаправлено в экономайзере-теплообменнике к по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, в большей степени, чем (как в первой группе вариантов осуществления) к исходному потоку природного газа, во второй группе вариантов осуществления получается более холодный поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами (по сравнению с потоком природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, который получается в первой группе вариантов осуществления), но требуется дополнительный источник охлаждения для исходного потока природного газа (для «замещения» охлаждения, которое в первой группе вариантов осуществления было подано к исходному потоку природного газа экономайзером-теплообменником).
Таким образом, в противоположность первой группе вариантов осуществления (где предпочтительно поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, сжижается при введении в горячий конец и выведении из холодного конца сжижающего аппарата природного газа), во второй группе вариантов осуществления предпочтительно исходный поток природного газа охлаждается до введения в систему разделения газ-жидкость при введении в горячий конец и выведении из промежуточного участка экономайзера-теплообменника природного газа, и охлажденный поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, полученный из экономайзера-теплообменника, сжижается при введении в промежуточный участок и выведении из холодного конца сжижающего аппарата.
Что касается теперь фигуры 2(а), на ней показан вариант осуществления, в котором исходный поток (100, 201) природного газа, обогащенного метаном, вводится в горячий конец сжижающего аппарата (90) природного газа, охлаждается на горячей стадии сжижающего аппарата и выводится из промежуточного участка (т.е. участка между двумя стадиями охлаждения сжижающего аппарата, и, таким образом, ни на горячем конце, ни на холодном конце сжижающего аппарата), в качестве потока (202) охлажденного природного газа. Указанный поток (202) охлажденного природного газа, выходящий из промежуточного участка сжижающего аппарата (90), может быть частично конденсированным потоком (т.е. он может быть охлажден и частично конденсирован на горячей стадии сжижающего аппарата). Альтернативно, поток (202) природного газа, выходящий из промежуточного участка сжижающего аппарата (90), может быть также подвергнут снижению давления (например, с использованием J-T-клапана, не показано) для дополнительного охлаждения и частичного конденсирования потока (202) природного газа.
На фигурах 2(а)-2(d) сжижающий аппарат представлен как единичная установка, имеющая две стадии охлаждения. Например, когда сжижающий аппарат является изолированным теплообменником, он может содержать два звена, причем каждое звено представляет стадию охлаждения. Однако, в равном случае сжижающий аппарат может содержать несколько стадий охлаждения, и вместо всех указанных стадий, содержащихся в единой установке, сжижающий аппарат может содержать более одной установки, размещенных последовательно, со стадиями охлаждения, распределенными среди установок.
Поток (202) охлажденного и частично конденсированного природного газа затем вводится в верхнюю часть отпарной колонны (30), где, как в варианте осуществления, описанном выше в отношении фигуры 1(а), он разделяется на паровую часть (204) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которая выводятся из верхней части отпарной колонны, и жидкость (203), обогащенную тяжелыми углеводородами, которая удаляется из нижней части отпарной колонны. Отпарной газ (209) снова также вводится в отпарную колонну в ее нижнюю часть, и отпарная колонна может снова содержать одну и более стадий разделения, разделяющих участки подачи исходного потока природного газа и отпарного газа.
Поток (204) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, выводимый из верхней части отпарной колонны (30), затем пропускается через экономайзер-теплообменник (10) для генерации холода. Обычно экономайзер-теплообменник (10) нагревает поток (204) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до температуры 0-40°C.
Нагретый поток (205) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из экономайзера-теплообменника (20) затем направляют в систему (40) адсорбции с перепадом температур, которая снова содержит один или более слоев адсорбента, селективного для компонентов тяжелых углеводородов потока природного газа, нагретый поток (205) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, пропускается через один или более указанных слоев для дополнительного снижения (до допустимых уровней) концентрации тяжелых углеводородов в указанном потоке и обеспечения требуемого потока (206) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Снова, когда адсорбционная система (40) содержит множество слоев, они размещаются последовательно и/или параллельно, и снова тяжелые углеводороды, адсорбированные адсорбентом(-ами), могут быть затем удалены на стадии регенерации адсорбента (не показано на фигуре).
Поток (206) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученный на выпуске адсорбционной системы (40), затем пропускают через экономайзер-теплообменник (10), где он охлаждается при косвенном теплообмене с потоком (204) паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, таким образом, генерируя охлаждение, как описано выше. Охлажденный поток (208) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, выходящий из экономайзера-теплообменника (10), затем возвращается в промежуточный участок сжижающего аппарата (90) природного газа, предпочтительно, в тот же промежуточный участок, из которого выводится поток (202) охлажденного и частично конденсированного природного газа, и охлаждается и сжижается на холодной стадии (или более холодных стадиях) сжижающего аппарата с обеспечением потока (110) LNG, выводимого из холодного конца сжижающего аппарата.
Что касается теперь фигуры 2(b), в альтернативном варианте может использоваться фазовый сепаратор (31) (вместо отпарной колонны, используемой в варианте, представленном на фигуре 2(а)) для разделения исходного потока (202) частично конденсированного природного газа на паровую часть (204) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, выводимую из верхней части фазового сепаратора, и жидкость (203), обогащенную тяжелыми углеводородами, выводимую из нижней части сепаратора. Как описано выше относительно работы фазового сепаратора, представленного на фигуре 1(b), фазовый сепаратор (31) не содержит никаких стадий разделения и не использует отпарной газ, и, таким образом, в данном варианте осуществления отпарной газ не генерируется и не используется. По сравнению с вариантом осуществления, представленным на фигуре 2(а), вариант, представленный на фигуре 2(b), имеет преимущество более низких капитальных затрат, но недостаток заключается в большей потере метана в потоке (203) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами.
Подобно различным вариантам осуществления первой группы вариантов осуществления, представленной на фигурах 1(а)-1(f), в вариантах осуществления второй группы вариантов осуществления, где используется отпарная колонна (30), можно получать отпарной газ для отпарной колонны из ряда источников, и снова можно извлекать с помощью отпарной колонны часть газа, генерированного в процессе регенерации слоя или слоев адсорбционной системы (40). Указанные варианты дополнительно показаны на фигурах 2(с) и 2(d).
Таким образом, относительно фигуры 2(с), хотя предпочтительно, что отпарным газом (или по меньшей мере его частью), подаваемым в отпарную колонну (30), является поток (209) природного газа, отобранный из исходного потока (100) природного газа выше по потоку от сжижающего аппарата (90) (как также представлено на фигуре 2(а)), доступными являются различные дополнительные и/или альтернативные источники. Например, отпарной газ может дополнительно или альтернативно содержать одно или более из следующего: часть (219) потока (205) нагретого природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из экономайзера-теплообменника (10); часть (208) потока (206) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из системы (40) адсорбции с перепадом температур (в данном случае только часть (107) указанного потока (106) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, затем охлаждается в экономайзере-теплообменнике (10) и направляется в сжижающий аппарат (90) для сжижения); или мгновенно выделяющийся или кипящий отходящий газ (111, 112), полученный обработкой или путем хранения потока (110) LNG, например, в оборудовании (91) для хранения LNG. Такие дополнительные/альтернативные источники отпарного газа обычно требуют сжатия перед использованием в качестве отпарного газа (например, в компрессорах 75 или 92, как представлено на фигуре 2(с)).
В отношении фигур 2(с) и 2(d) адсорбционная система может, например, содержать один, два или более слоев (40А и 40В), размещенных и работающих любым образом, как описано выше в отношении фигур 1(d)-1(f), причем регенерационный газ пропускается через указанные слои в процессе их регенерации, и часть газа, генерированного в процессе регенерации слоя или слоев, извлекается посредством отпарной колонны. В частности, регенерационный газ может содержать часть (120) потока (106) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученную на выпуске слоя (40А), подвергающегося стадии адсорбции, или поток (111) мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа. Поток (121) десорбированного газа, выходящего из регенерированных слоя или слоев (40В), может быть затем охлажден и частично конденсирован в холодильнике (60) и фазово разделен в фазовом сепараторе (70) на поток (124) жидкого конденсата, содержащий основную часть тяжелых углеводородов, и поток (125) паров природного газа.
Как показано на фигуре 2(с), извлеченный поток (125) паров природного газа может быть затем повторно сжат в компрессоре (50) и охлажден в дополнительном холодильнике (80) и затем рециклирован при повторном введении в отпарную колонну (30) в участке, расположенном ниже исходного потока (102) природного газа, с обеспечением, таким образом, еще одного дополнительного или альтернативного источника отпарного газа. Холодильник после компрессора (50) является необязательным и может использоваться для регулирования температуры извлеченного потока (125) природного газа, поступающего в отпарную колонну. Альтернативно, как показано на фигуре 2(d), извлеченный поток (125) природного газа может быть извлечен при рециклировании в исходный поток (100) природного газа, например, выше по потоку от бустер-компрессора (51) исходного потока газа. Между бустер-компрессором (51) исходного потока газа и экономайзером-теплообменником (10) может находиться различное оборудование (в общем указываемое как установка 55), такое как, например, сушилка, холодильник и т.д.
Фигуры 3(а)-3(d)
В третьей группе вариантов осуществления, представленной на фигурах 3(а)-3(d), адсорбционная система находится выше по потоку от системы разделения газ-жидкость, так что адсорбционная система обрабатывает исходный поток природного газа (из которого должны быть удалены тяжелые углеводороды) с получением потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, а система разделения газ-жидкость обрабатывает по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, из адсорбционной системы с получением требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
В частности, в третьей группе вариантов осуществления исходный поток природного газа пропускают через один или более слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением, таким образом, потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. По меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, охлаждается и затем вводится в систему разделения газ-жидкость и разделяется на поток паров природного газа, который дополнительно обедняется тяжелыми углеводородами (таким образом, обеспечивая требуемый поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами), и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами. Предпочтительно, поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, охлаждается, и поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, сжижается в сжижающем аппарате природного газа, причем поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его часть, вводится в горячий конец сжижающего аппарата и выводится из промежуточного участка сжижающего аппарата, а поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводится в промежуточный участок сжижающего аппарата и выводится из холодного конца сжижающего аппарата.
Слои адсорбционной системы в третьей группе вариантов осуществления должны быть больше, чем слои адсорбционной системы в первой и второй группах вариантов осуществления (представленных на фигурах 1(a)-1(f) и фигурах 2(a)-2(d), потому что в первой и второй группах вариантов осуществления колонна системы разделения газ-жидкость удаляет основную массу тяжелых углеводородов в исходном потоке природного газа. Иными словами, для некоторого размера адсорбционного слоя способы и устройство в соответствии с первой и второй группами вариантов осуществления (представленных на фигурах 1(a)-1(f) и фигурах 2(a)-2(d)) могут допустить более высокие концентрации тяжелых углеводородов в исходном потоке природного газа, обеспечивая более устойчивую работу в широком диапазоне изменяемых параметров, причем источник природного газа изменяется, или концентрации тяжелых углеводородов колеблются в широком интервале. Адсорбционные слои меньшего размера, используемые в первой и второй группах вариантов осуществления, означают, что указанные варианты имеют более низкие требования в отношении использования регенерационного газа и более низких затрат на энергию в отношении сжатия исходного потока газа. Однако, варианты осуществления в третьей группе вариантов осуществления (как представлено на фигурах 3(а)-3(d)) не требуют экономайзера-теплообменника для генерации холода от потока паров, полученного из колонны разделения газ-жидкость, с обеспечением, таким образом, экономии в плане капитальных затрат.
В отношении фигуры 3(а) в одном варианте осуществления исходный поток (100) природного газа, обогащенного метаном, вводится в адсорбционную систему (40), которая снова содержит один или более слоев адсорбента, селективного для компонентов тяжелых углеводородов потока природного газа, причем исходный поток (100) природного газа пропускается через один или более указанных слоев для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением, таким образом, потока (301) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Как описано выше в связи с вариантами, представленными на фигурах 1 и 2, когда адсорбционная система (40) содержит множество слоев, они размещаются последовательно и/или параллельно, и снова тяжелые углеводороды, адсорбированные адсорбентом(-ами), могут быть затем удалены на стадии регенерации адсорбента (не показано на фигуре 3(а)).
По меньшей мере часть (302) потока (301) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, затем вводится в горячий конец сжижающего аппарата (90) природного газа, охлаждается на горячей стадии сжижающего аппарата и выводится из промежуточного участка сжижающего аппарата в качестве охлажденного потока (303) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами. Охлажденный поток (303), выходящий из промежуточного участка сжижающего аппарата (90), может быть частично конденсированным потоком (т.е. он может быть охлажден и частично конденсирован на горячей стадии сжижающего аппарата). Альтернативно, охлажденный поток (303), выходящий из промежуточного участка сжижающего аппарата (90), также может быть затем подвергнут снижению давления (например, с использованием J-T-клапана, не показано) для дополнительного охлаждения и частичного конденсирования потока. Снова, хотя сжижающий аппарат представлен на фигурах 3(а)-3(d) как единственная установка, имеющая две стадии охлаждения, равным является случай, когда сжижающий аппарат может содержать несколько стадий охлаждения и когда сжижающий аппарат может содержать более одной установки, размещенных последовательно, со стадиями охлаждения, распределенными среди установок.
Охлажденный и частично конденсированный поток (303) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводится в верхнюю часть отпарной колонны (30), где он разделяется на поток (305) паров природного газа, выводимый из верхней части колонны, который дополнительно обедняется тяжелыми углеводородами (данный поток является потоком требуемого природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами), и поток (304) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, удаляемый из нижней части колонны. Отпарной газ снова вводится в отпарную колонну, в ее нижнюю часть, причем отпарная колонна содержит одну или более стадий разделения, разделяющих участки подачи исходного потока природного газа и отпарного газа. Отпарной газ может поступать из различных источников, но в варианте осуществления, представленном на фигуре 3(а), содержит: часть (306) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, отобранную из потока (301) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до того, как остаток (302) указанного потока охлаждается и частично конденсируется в сжижающем аппарате (90) природного газа; и/или поток (307) природного газа, отобранный из исходного потока (100) природного газа до обработки последнего в адсорбционной системе (40).
Поток (305) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, получаемый из верхней части отпарной колонны, затем возвращается в промежуточный участок сжижающего аппарата природного газа (предпочтительно, в тот же промежуточный участок, что и промежуточный участок, из которого выводится охлажденный и частично конденсированный поток (303) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами) и охлаждается и сжижается на холодной стадии (или холодных стадиях) сжижающего аппарата с обеспечением потока (110) LNG, выводимого из холодного конца сжижающего аппарата.
Как в случае первой и второй групп вариантов осуществления, в третьей группе вариантов осуществления фазовый сепаратор может быть использован вместо отпарной колонны, что экономит капитальные затраты, но увеличивает потерю метана в потоке (304) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами.
Таким образом, что касается теперь фигуры 3(b), в альтернативном варианте осуществления фазовый сепаратор (31) используется (вместо отпарной колонны, используемой в варианте осуществления, представленном на фигуре 3(а)) для разделения частично конденсированного потока (303) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, на поток (305) паров природного газа, дополнительно обедненного тяжелыми углеводородами (требуемый поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами), выводимый из верхней части сосуда фазового сепаратора, и жидкость (304), обогащенную тяжелыми углеводородами, выводимую из нижней части сосуда. Как описано выше в отношении работы фазового сепаратора, представленного на фигуре 1(b), фазовый сепаратор (31) не содержит никаких стадий разделения и не использует отпарной газ, и таким образом в данном варианте отпарной газ не генерируется и не используется.
Подобно различным вариантам осуществления первой группы вариантов осуществления, представленной на фигурах 1(d)-1(f), в тех вариантах третьей группы вариантов осуществления, где используется отпарная колонна (30), снова также можно извлекать посредством отпарной колонны часть газа, генерированного в процессе регенерации слоя или слоев адсорбционной системы (40).
Поток (121) десорбированного газа, выходящий из регенерируемых слоя или слоев (40B), может быть затем охлажден или частично конденсирован в холодильнике (60) и фазово разделен в фазовом сепараторе (70) на поток (124) жидкого конденсата, содержащий основную часть тяжелых углеводородов, и поток (125) паров природного газа.
Таким образом, что касается фигур 3(с) и 3(d), адсорбционная система может, например, содержать один, два или более слоев (40А и 40В), размещенных и работающих любым образом, как описано выше в отношении фигур 1(d)-1(f), причем регенерационный газ пропускается через указанные слои в процессе их регенерации, и часть газа, регенерированного в процессе регенерации слоя или слоев, извлекается посредством отпарной колонны. В частности, регенерационный газ может содержать часть (320) потока (301) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, полученного на выпуске слоя (40A), подвергаемого стадии адсорбции, или поток (111) мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа. Поток (321) десорбированного газа, выходящий из регенерируемых слоя или слоев (40В), может быть затем охлажден и частично конденсирован в холодильнике (60) и фазово разделен в фазовом сепараторе (70) на поток (323) жидкого конденсата, содержащий главную часть тяжелых углеводородов, и поток (324) паров природного газа.
Как показано на фигуре 3(с), извлеченный поток (324) паров природного газа может быть затем повторно сжат в компрессоре (50) и охлажден в дополнительном холодильнике (80), и затем рециклирован при повторном введении в отпарную колонну (30) в участке ниже потока (303) природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с обеспечением, таким образом, еще другого дополнительного или альтернативного источника отпарного газа (326). Холодильник после компрессора (50) является необязательным и может использоваться для регулирования температуры извлеченного потока (324) природного газа, поступающего в отпарную колонну. Компрессор (50) является также необязательным и может не потребоваться, если адсорбционная система регенерируется при давлении, которое является выше давления в нижней части колонны. В другом варианте фазовый сепаратор (70) может быть также опущен, так что весь охлажденный поток (321) десорбированного газа, выходящий из холодильника (60), направляется в отпарную колонну. Как также показано на фигуре 3(с), отпарная колонна (30) может содержать по меньшей мере две стадии разделения, так что имеются стадии разделения как выше, так и ниже точки поступления извлеченного потока (324) природного газа в отпарную колонну, и отпарной газ в отпарной колонне может быть также обеспечен при использовании ребойлера (95) в нижней части колонны для повторного кипячения части потока (304) жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, полученного из нижней части отпарной колонны.
Альтернативно, как показано на фигуре 3(d), извлеченный поток (324) природного газа может быть рециклирован в исходный поток (100) природного газа, например, выше по потоку от бустер-компрессора (51) исходного потока газа. Между бустер-компрессором (51) исходного потока газа и экономайзером-теплообменником (10) может находиться различное оборудование (в общем указанное как установка 55), такое как, например, сушилка, холодильник и т.д. Как также показано на фигуре 3(d), мгновенно выделяющийся или кипящий отходящий газ может снова дополнительно или альтернативно также использоваться в качестве отпарного газа (112) для отпарной колонны (30).
Примеры
Для того, чтобы показать эффекты использования согласно настоящему изобретению TSA-системы и системы разделения газ-жидкость в комбинации для удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, характеристики вариантов осуществления, представленных на фигурах 1(а), 1(с), 2(а), 2(b), 2(c), 3(a), 3(b) и 3(с), для удалении тяжелых углеводородов из потока природного газа сравнивают с характеристиками способа-прототипа (не в соответствии с настоящим изобретением), который использует только скрубберную колонну для удалении тяжелых углеводородов из потока природного газа. В первом прогоне, использующем традиционный способ (только со скрубберной колонной), рабочие условия, используемые для скрубберной колонны, ведут к риску высыхания скрубберной колонны (и, таким образом, к невыполнению способа удаления тяжелых углеводородов). Поэтому также проводится второй прогон, использующий традиционный способ (только со скрубберной колонной) с использованием различных рабочих условий (а именно, низкую температуру колонны), которые предотвращают любой риск высыхания колонны. Данные для всех прогонов, т.е. прогонов, использующих вышеуказанные варианты осуществления настоящего изобретения, и прогонов, использующих способ-прототип (с использованием только скрубберной колонны), получают с использованием программы ASPENTM Plus (Aspen Technology, Inc.) и устройства, имитирующего внутреннюю адсорбцию, SIMPAC (имитатор подробного способа адсорбции, который рассчитывает многокомпонентные изотермы адсорбции, различные варианты массопереноса, многочисленные слои адсорбента и общую технологическую схему способа - подробное описание данного имитатора предоставлено в работе Kumar et al., Chemical Engineering Science, Volume 29? Number 18, pages 3115-3125).
Исходный состав исходного потока природного газа, который был использован (который был одинаковым во всех случаях), приводится ниже в таблице 1, и состав потока продукта (т.е. требуемого потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, отмеченного в таблице 2 как «Поток, обедненный тяжелыми углеводородами»), который был получен в каждом варианте осуществления (т.е. в каждом из вариантов осуществления, представленных на фигурах 1(а), 1(е), 2(а), 2(b), 2(c), 3(a), 3(b) и 3(с)) и традиционным способом (только со скрубберной колонной) (оба прогона) приводится ниже в таблице 2. В таблице 2 первый прогон, использующий способ-прототип (только со скрубберной колонной), где имеется риск высыхания скрубберной колонны, указан примечанием «тарелка может высохнуть», а второй прогон, использующий способ-прототип (только со скрубберной колонной), без указанного риска, указан примечанием «нет высыхания тарелки».
В таблице 2 также показаны: рабочие параметры системы разделения газ-жидкость (т.е. температура и давление скрубберной системы/отпарной колонны/фазового сепаратора); скорость потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, полученной из системы разделения газ-жидкость как процент скорости исходного потока природного газа, поданного в указанную систему (обозначено в таблице как «LNG в виде % исходного потока»); и общая скорость потока LNG, полученного каждым прогоном, выраженная как процент общей скорости потока получения LNG, полученного в первом прогоне с использованием способа-прототипа (обозначено в таблице как «относительная производительность LNG»). Что касается данных, представленных в таблице 2, как хорошо известно в области техники, буква Е при использовании как часть числа указывается для экспонента - таким образом, например, в таблице 2 число 9,9Е-01 относится к 9,9×10-1 или 0,99.
Как можно видеть из приведенных в таблице 2 данных, варианты согласно настоящему изобретению являются способными эффективно удалять тяжелые углеводороды из потока природного газа и обеспечивать увеличенное получение LNG по сравнению со способом-прототипом (только со скрубберной колонной), несмотря на то, что система разделения газ-жидкость в вариантах согласно настоящему изобретению работает при более высоких температурах или более высоких давлениях (таким образом, потребляя меньше энергии), чем температура и давление скрубберной колонны в способе-прототипе (даже в прогоне способа-прототипа, где скрубберная колонна работает при температуре с риском высыхания колонны).
Указанные результаты также показаны на фигуре 4, на которой относительная производительность получения LNG (т.е. общая скорость потока LNG, полученного каждым прогоном, выраженная как часть наилучшей общей скорости потока LNG, полученного с использованием способа-прототипа) представлена как графическая зависимость потока LNG, выраженного в % исходного потока (т.е. скорость потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами, полученной из системы разделения газ-жидкость, в виде процента скорости исходного потока природного газа в указанную систему). Как снова показано, варианты осуществления согласно настоящему изобретению обеспечивают улучшенные степени извлечения LNG по сравнению со способом-прототипом, даже когда способом-прототипом является прогон с риском высыхания колонны, и указанные преимущества являются даже более заметными по сравнению с прогонами способа-прототипа, которые являются прогонами с рабочими условиями, которые предотвращают любой риск высыхания колонны (т.е. достаточно высокую скорость потока LNG в виде % исходного потока, что обеспечивается работой скрубберной колонны при более низких температурах с увеличением количества получаемой жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами).
Таблица 1
Состав исходного потока
Компонент мол.%
Азот 7,0Е-01
Метан 9,6Е+01
Этан 2,8Е+00
Пропан 4,8Е-01
Изобутан 5,0Е-02
н-Бутан 8,5Е-02
Изопентан 2,0Е-02
п-Пентан 2,2Е-02
Циклопентан 3,0Е-05
н-Гексан 3,2Е-02
Циклогексан 5,0Е-05
Метилциклогексан 4,0Е-05
Гептан 2,9Е-02
Октан 3,3Е-03
Нонан 1,1Е-03
Бензол 1,9Е-02
Толуол 3,4Е-03
Таблица 2
Составы потоков и рабочие параметры колонны/сепаратора		  
Figure 00000001
  
Должно быть отмечено, что изобретение не ограничивается подробностями, описанными выше в отношении предпочтительных вариантов, но что многочисленные модификации и вариации могут быть сделаны без отступления от сущности и объема изобретения, как определено в нижеследующей формуле изобретения.

Claims (12)

1. Способ удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа, включающий стадии:
охлаждения исходного потока природного газа;
введения охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделения охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами;
нагревания парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами;
пропускания по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
охлаждения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами;
где паровой поток природного газа, обедненный тяжелыми углеводородами, нагревают и по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, охлаждают в экономайзере-теплообменнике путем косвенного теплообмена между исходным паровым потоком природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
2. Способ по п. 1, в котором система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
3. Способ по п. 1, дополнительно представляющий собой способ получения потока сжиженного природного газа и дополнительно содержащий сжижение по меньшей мере части охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа.
4. Способ по п. 3, в котором исходный поток природного газа охлаждают и по меньшей мере часть охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, сжижают в сжижающем аппарате, причем исходный поток природного газа вводят в горячий конец сжижающего аппарата и выводят из промежуточного участка сжижающего аппарата, и по меньшей мере часть охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводят в промежуточный участок сжижающего аппарата и выводят из холодного конца сжижающего аппарата.
5. Способ по п. 1, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает введение отпарного газа в отпарную колонну в участке ниже участка, в котором охлажденный исходный поток природного газа вводят в отпарную колонну.
6. Способ по п. 5, в котором отпарной газ содержит один или несколько газов, выбранных из группы, состоящей из: природного газа, отобранного из исходного потока природного газа до охлаждения указанного потока и введения в отпарную колонну; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которую не охлаждают в экономайзере-теплообменнике; части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, которую нагревают в экономайзере-теплообменнике; газа, полученного от повторного кипячения всего или части потока жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; и мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа.
7. Способ по п. 1, в котором адсорбционной системой является система адсорбции с перепадом температур, причем способ дополнительно включает регенерацию одного или нескольких слоев системы адсорбции с перепадом температур при пропускании через один или несколько слоев газа, выбранного из части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или мгновенно выделяющегося или кипящего отходящего газа, полученного из сжиженного природного газа, причем температура одного или нескольких слоев в процессе регенерации является выше температуры одного или нескольких слоев в процессе адсорбции тяжелых углеводородов из потока паров природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, или его части.
8. Способ по п. 7, дополнительно включающий охлаждение и разделение на жидкую и паровую фазы газа, полученного из одного или нескольких слоев системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации указанных одного или нескольких слоев, и рециклирование паровой фазы в исходный поток природного газа до введения его в систему разделения газ-жидкость.
9. Способ по п. 7, в котором системой разделения газ-жидкость является отпарная колонна, причем способ дополнительно включает охлаждение и разделение на жидкую и паровую фазы газа, полученного из одного или нескольких слоев системы адсорбции с перепадом температур в процессе регенерации указанных одного или нескольких слоев, и введение паровой фазы в качестве отпарного газа в отпарную колонну в участке ниже участка, в котором охлажденный исходный поток природного газа вводят в отпарную колонну.
10. Способ по п. 1, в котором исходный поток природного газа является обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 3 до 5 атомов углерода суммарно, и/или является обедненным алифатическими углеводородами, имеющими от 2 до 5 атомов углерода суммарно.
11. Устройство для удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа и получения потока сжиженного природного газа, содержащее:
систему разделения газ-жидкость для приема и разделения исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами;
адсорбционную систему в проточном текучем сообщении с системой разделения газ-жидкость для приема по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, содержащую один или несколько слоев адсорбента для адсорбирования тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами;
экономайзер-теплообменник для нагревания парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, до пропускания указанного потока или его части через один или несколько слоев адсорбционной системы и охлаждения по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, путем косвенного теплообмена между паровым потоком природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и
сжижающий аппарат, соединенный в проточном текучем сообщении с системой разделения газ-жидкость и адсорбционной системой, для приема и охлаждения исходного потока природного газа до введения указанного потока в систему разделения газ-жидкость и для приема и сжижения по меньшей мере частью потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением потока сжиженного природного газа, где поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводят в горячий конец сжижающего аппарата и выводят из промежуточного участка сжижающего аппарата, и по меньшей мере часть потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, вводят в промежуточный участок сжижающего аппарата и выводят из холодного конца сжижающего аппарата.
12. Устройство по п. 11, в котором система разделения газ-жидкость содержит отпарную колонну или фазовый сепаратор.
RU2015107256/04A 2012-08-03 2013-07-31 Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа RU2599582C2 (ru)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2012/049506 WO2014021900A1 (en) 2012-08-03 2012-08-03 Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
USPCT/US2012/049506 2012-08-03
US13/565,881 US20140033762A1 (en) 2012-08-03 2012-08-03 Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream
US13/565,881 2012-08-03
US13/611,169 US9631864B2 (en) 2012-08-03 2012-09-12 Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
US13/611,169 2012-09-12
PCT/US2013/052933 WO2014022510A2 (en) 2012-08-03 2013-07-31 Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015107256A RU2015107256A (ru) 2016-09-27
RU2599582C2 true RU2599582C2 (ru) 2016-10-10

Family

ID=56291320

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015107256/04A RU2599582C2 (ru) 2012-08-03 2013-07-31 Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа

Country Status (11)

Country Link
EP (1) EP2880134B1 (ru)
JP (1) JP5956686B2 (ru)
KR (1) KR101643110B1 (ru)
CN (1) CN104685036B (ru)
AU (1) AU2013296552B2 (ru)
BR (1) BR112015002328B1 (ru)
CA (1) CA2880441C (ru)
MY (1) MY176383A (ru)
PE (1) PE20150658A1 (ru)
RU (1) RU2599582C2 (ru)
WO (1) WO2014022510A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640050C1 (ru) * 2017-02-02 2017-12-26 Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104893773B (zh) * 2014-06-20 2018-02-23 康泰斯（上海）化学工程有限公司 管道天然气重烃脱除单元及重烃脱除方法
CN104990827B (zh) * 2015-06-15 2019-02-01 北京科技大学 低挥发性有机气体在吸附材料上吸附量的测定方法及设备
KR101733770B1 (ko) 2015-07-08 2017-05-08 주식회사 케이티 가상랜을 이용하여 사내 단말의 보안을 관리하는 사내 보안 관리 장치, 사내 보안 관리 시스템 및 사내 보안 관리 방법
WO2017209860A1 (en) * 2016-05-31 2017-12-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
US11402155B2 (en) 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
US10821394B2 (en) * 2018-06-20 2020-11-03 Uop Llc Temperature swing adsorption process for heavy hydrocarbon removal
US11034903B2 (en) * 2018-06-27 2021-06-15 Uop Llc Adsorption process for treating natural gas
CN112505161B (zh) * 2020-12-01 2022-04-29 西南石油大学 一种测量天然气中芳香烃物质含量及析出量的装置及方法
US20240318909A1 (en) 2021-07-16 2024-09-26 ExxonMobil Technology and Engineering Company Methods for operating hydrocarbon removal systems from natural gas streams

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5451249A (en) * 1994-06-14 1995-09-19 International Fuel Cells Landfill gas treatment system
WO2005042671A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and system for removing contaminants from a natural gas stream
EA200970972A1 (ru) * 2007-05-18 2010-04-30 Эксонмобил Рисерч Энд Инджиниринг Компани Удаление тяжелых углеводородов из газовых смесей, содержащих тяжелые углеводороды и метан
WO2011097162A1 (en) * 2010-02-02 2011-08-11 Linde Aktiengesellschaft Gas purification processes

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3594983A (en) * 1969-06-17 1971-07-27 Process Services Inc Gas-treating process and system
US3792590A (en) * 1970-12-21 1974-02-19 Airco Inc Liquefaction of natural gas
GB1419380A (en) 1972-03-03 1975-12-31 British Gas Corp Purification of natural gas
US5325673A (en) 1993-02-23 1994-07-05 The M. W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
CA2133302A1 (en) 1993-10-06 1995-04-07 Ravi Kumar Integrated process for purifying and liquefying a feed gas mixture with respect to its less strongly adsorbed component of lower volatility
FR2714722B1 (fr) * 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
JP2005515298A (ja) 2002-01-18 2005-05-26 カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー 凝固性固形物を除去することによりｌｎｇを製造する方法および装置
AU2003900534A0 (en) * 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
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
US7600395B2 (en) * 2004-06-24 2009-10-13 Conocophillips Company LNG system employing refluxed heavies removal column with overhead condensing
US7165423B2 (en) 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
PE20060989A1 (es) 2004-12-08 2006-11-06 Shell Int Research Metodo y dispositivo para producir una corriente de gas natural liquido
CA2615439C (en) 2005-07-26 2015-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method of purifying hydrocarbons and regeneration of adsorbents used therein
FR2921470B1 (fr) 2007-09-24 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel sec.
CN201362705Y (zh) * 2009-03-12 2009-12-16 西安长庆科技工程有限责任公司 一种天然气脱水脱重烃装置
CN102471188B (zh) * 2009-07-30 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除重质烃和酸性气体的系统和方法
CN202297537U (zh) * 2011-09-30 2012-07-04 新地能源工程技术有限公司 采用富氢氮气预冷的富含甲烷气体的净化装置
CN102643694B (zh) * 2012-04-27 2014-12-03 新地能源工程技术有限公司 一种天然气干燥及液化工艺方法和装置
US20140033762A1 (en) * 2012-08-03 2014-02-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5451249A (en) * 1994-06-14 1995-09-19 International Fuel Cells Landfill gas treatment system
WO2005042671A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and system for removing contaminants from a natural gas stream
EA200970972A1 (ru) * 2007-05-18 2010-04-30 Эксонмобил Рисерч Энд Инджиниринг Компани Удаление тяжелых углеводородов из газовых смесей, содержащих тяжелые углеводороды и метан
WO2011097162A1 (en) * 2010-02-02 2011-08-11 Linde Aktiengesellschaft Gas purification processes

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640050C1 (ru) * 2017-02-02 2017-12-26 Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013296552B2 (en) 2016-09-15
CN104685036A (zh) 2015-06-03
EP2880134B1 (en) 2019-05-15
PE20150658A1 (es) 2015-05-11
BR112015002328B1 (pt) 2024-01-09
WO2014022510A3 (en) 2014-07-03
JP5956686B2 (ja) 2016-07-27
JP2015531013A (ja) 2015-10-29
WO2014022510A2 (en) 2014-02-06
KR101643110B1 (ko) 2016-08-10
CN104685036B (zh) 2017-07-11
CA2880441A1 (en) 2014-02-06
AU2013296552A1 (en) 2015-03-12
RU2015107256A (ru) 2016-09-27
EP2880134A2 (en) 2015-06-10
MY176383A (en) 2020-08-04
BR112015002328A2 (pt) 2017-07-04
KR20150041641A (ko) 2015-04-16
CA2880441C (en) 2017-07-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2599582C2 (ru) Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа
US9631864B2 (en) Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
AU2008213739B2 (en) Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and C3+ hydrocarbons
JP5997798B2 (ja) 等圧開放冷凍天然ガス液回収による窒素除去
TWI572405B (zh) 自液態酸氣體流中分離出二氧化碳的方法
WO2014021900A1 (en) Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
RU2701018C2 (ru) Способ увеличения выхода этилена и пропилена на установке получения пропилена
MXPA06010219A (es) Uso de temperaturas criogenicas en el procesamiento de gases que contienen componentes ligeros con solventes fisicos.
EP4313851A1 (en) Method of producing a hydrogen-enriched product and recovering co2 in a hydrogen production process unit
RU2613914C1 (ru) Способ переработки природного углеводородного газа
EP4313855A1 (en) Method of recovering a hydrogen-enriched product and co2 in a hydrogen production unit
US20080256977A1 (en) Hydrocarbon recovery and light product purity when processing gases with physical solvents
US20040003717A1 (en) Use of product gas recycle in processing gases containing light components with physical solvents
US10760010B2 (en) Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components
RU2225971C1 (ru) Способ разделения попутного нефтяного газа
US10760006B2 (en) Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components
Bulkatov Low-temperature condensation technology in fractionating oil-associated gas
AU2013205633A1 (en) Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+hydrocarbons