RU2620601C2 - Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method - Google Patents
Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620601C2 RU2620601C2 RU2015103754A RU2015103754A RU2620601C2 RU 2620601 C2 RU2620601 C2 RU 2620601C2 RU 2015103754 A RU2015103754 A RU 2015103754A RU 2015103754 A RU2015103754 A RU 2015103754A RU 2620601 C2 RU2620601 C2 RU 2620601C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- column
- natural gas
- heat exchanger
- hydrocarbons
- Prior art date
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
- C10L3/12—Liquefied petroleum gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
-
- 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
- C10L2290/46—Compressors or pumps
-
- 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
- C10L2290/543—Distillation, fractionation or rectification 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
- F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
- F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- 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
- F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
- F25J2215/62—Ethane or ethylene
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
- F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции, обогащенной С3 +-углеводородами, и, по меньшей мере в некоторых условиях получения, потока, обогащенного этаном, из исходного потока природного газа, содержащего метан, этан и С3 +-углеводороды, где указанный способ включает следующие стадии:The present invention relates to a method for the simultaneous production of treated natural gas, a fraction enriched in C 3 + hydrocarbons, and, at least in certain production conditions, a stream enriched in ethane from a feed stream of natural gas containing methane, ethane and C 3 + - hydrocarbons, where the specified method includes the following stages:
- исходный поток природного газа охлаждают и частично конденсируют в по меньшей мере одном из расположенных выше по технологическом потоку теплообменников с целью получения охлажденного исходного потока;- the natural gas feed stream is cooled and partially condensed in at least one of the heat exchangers located upstream of the process stream to obtain a cooled feed stream;
- охлажденный исходный газовый поток разделяют на жидкий поток и газовый поток;- the cooled feed gas stream is separated into a liquid stream and a gas stream;
- жидкий поток расширяют и вводят образовавшийся из указанного жидкого потока поток в колонну для выделения С2 +-углеводородов на первом промежуточном уровне;- the liquid stream is expanded and the stream formed from the specified liquid stream is introduced into the column to isolate C 2 + hydrocarbons at the first intermediate level;
- из газового потока формируют поток питания турбины;- a turbine power stream is formed from the gas stream;
- расширяют полученный поток питания в турбине динамического расширения и вводят его в колонну выделения на втором промежуточном уровне;- expand the resulting power flow in the dynamic expansion turbine and introduce it into the selection column at the second intermediate level;
- выделяют и сжимают по меньшей мере одну часть верхнего потока колонны выделения с целью получения природного газа, а также извлекают нижний поток колонны выделения;- at least one part of the top stream of the recovery column is isolated and compressed to produce natural gas, and the bottom stream of the recovery column is also extracted;
- жидкий поток вводят на уровне подачи колонны фракционирования, снабженной верхним конденсатором, при этом в упомянутых условиях получения вырабатывается обогащенный этаном поток из потока, выходящего из колонны фракционирования, причем колонна фракционирования вырабатывает нижний поток, предназначенный для формирования, по меньшей мере частично, фракции С3 +-углеводородов;- a liquid stream is introduced at the feed level of the fractionation column equipped with an upper condenser, while under the aforementioned production conditions an ethane-enriched stream is generated from the stream leaving the fractionation column, the fractionation column generating a lower stream intended to form, at least partially, fraction C 3 + hydrocarbons;
- первичный поток флегмы, полученный в верхнем конденсаторе, вводят в колонну фракционирования;- the primary reflux stream obtained in the upper condenser is introduced into the fractionation column;
- получают вторичный поток флегмы из верхнего конденсатора и вводят вторичный поток флегмы в верхнюю часть колонны выделения.- a secondary reflux stream is obtained from the upper condenser and a secondary reflux stream is introduced into the upper part of the recovery column.
Такой способ предназначен для обработки потока природного газа в целях извлечения из него, по крайней мере, С3 +-углеводородов с целью выделения из природного газа жидкостей и регулируемого количества С2-углеводородов.This method is designed to process a natural gas stream in order to extract at least C 3 + hydrocarbons from it in order to separate liquids and a controlled amount of C 2 hydrocarbons from natural gas.
С2 и С3 +-углеводороды извлекают из исходного природного газа во избежание конденсации в ходе транспортировки газа или/и при выполнении определенных операций с газом. Такая конденсация может приводить к образованию пробок жидкости в транспортных сооружениях, что отрицательно сказывается на добыче. Кроме того, указанные углеводороды можно продавать со значительной коммерческой выгодой, что оказывает благоприятное влияние в отношении эффективности затрат на оборудование.C 2 and C 3 + hydrocarbons are recovered from the source natural gas in order to avoid condensation during gas transportation and / or during certain gas operations. Such condensation can lead to the formation of fluid plugs in transport facilities, which negatively affects production. In addition, these hydrocarbons can be sold with significant commercial profit, which has a beneficial effect on the cost effectiveness of equipment.
Вследствие этого были разработаны способы одновременного извлечения почти всех С3 +-углеводородов, присутствующих в исходном природном газе, и значительной доли имеющегося в исходном газе этана.Consequently, methods have been developed almost simultaneously extracting all the C 3 + hydrocarbons present in the natural gas feed, and a significant proportion of the available ethane in the feed gas.
Однако потребность в этане на рынке сильно колеблется, тогда как потребность во фракции С3 +-углеводородов является относительно постоянной и сопряжена со значительной выгодой.However, the demand for ethane on the market varies greatly, while the need for a fraction of C 3 + hydrocarbons is relatively constant and is associated with significant benefits.
С учетом вышесказанного, в некоторых случаях необходимо сократить производство этана в рамках данного способа путем снижения степени извлечения этого соединения в колонне выделения. В таком случае степень извлечения С3 +-углеводородов также снижается, что уменьшает экономическую эффективность оборудования.In view of the foregoing, in some cases it is necessary to reduce the production of ethane in the framework of this method by reducing the degree of extraction of this compound in the recovery column. In this case, the degree of extraction of C 3 + hydrocarbons is also reduced, which reduces the economic efficiency of the equipment.
В целях преодоления указанной проблемы известно использование двойных установок, т.е. известно включение в схему вторичного блока, оптимизированного для получения С3 +-углеводородов в отсутствие извлечения этана. Такой вторичный блок является дорогим в эксплуатации и в обслуживании.In order to overcome this problem, it is known to use double installations, i.e. It is known to include in the secondary block scheme optimized for obtaining C 3 + hydrocarbons in the absence of ethane recovery. Such a secondary unit is expensive to operate and maintain.
В патенте США 7458232 раскрыто решение указанной проблемы путем использования способа, который обеспечивает оптимальное извлечение С3 +-углеводородов, как правило, более 99%, и в котором, тем не менее, достигается возможность гибкой регулировки степени извлечения этана, составляющей, например, от 2% до 85% в зависимости от состава подаваемого газа.US patent 7458232 discloses a solution to this problem by using a method that provides optimal recovery of C 3 + hydrocarbons, typically more than 99%, and in which, nevertheless, the flexibility of adjusting the degree of ethane extraction, for example, from 2% to 85% depending on the composition of the gas supplied.
С учетом вышесказанного способ, описанный в патенте США 7458232, является особенно эффективным и, при этом, очень гибким. Однако при повышении степени извлечения этана возрастает также энергопотребление в результате использования компрессоров. Следовательно, всегда остается потребность в повышении производительности установки. Это оказывается особенно существенно в случае высоких степеней извлечения этана.In view of the foregoing, the method described in US patent 7458232, is particularly effective and, at the same time, very flexible. However, with increasing ethane recovery, energy consumption also increases as a result of the use of compressors. Therefore, there is always a need to increase plant productivity. This is especially significant in the case of high degrees of ethane extraction.
Цель настоящего изобретения заключается в разработке способа, с помощью которого можно гибко регулировать степень извлечения этана, которая может находиться в диапазоне вплоть до 85%, при заметном снижении энергопотребления установки.The purpose of the present invention is to develop a method by which it is possible to flexibly control the degree of ethane extraction, which can be in the range up to 85%, with a marked reduction in the energy consumption of the installation.
В этой связи, целью данного изобретения является установка вышеупомянутого типа, отличающееся тем, что осуществляемый в ней процесс включает следующие стадии:In this regard, the purpose of this invention is to install the aforementioned type, characterized in that the process carried out therein includes the following steps:
-отбирают рециркуляционный поток в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения;- select the recycle stream in the upper stream exiting the allocation column;
- устанавливают теплообменное взаимодействие между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения,- establish a heat transfer interaction between the recirculation stream and at least one part of the upper stream exiting the allocation column,
- после расширения охлажденный и расширенный рециркуляционный поток повторно вводят в колонну выделения;- after expansion, the cooled and expanded recycle stream is reintroduced into the recovery column;
при этом данный процесс включает отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение определенного теплообменного взаимодействия кубового потока повторного кипячения с по меньшей мере одной частью потока исходного природного газа или/и с рециркуляционным потоком, причем осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из потока исходного природного газа или/и рециркуляционного потока.however, this process involves the selection in the cube of the recovery column of at least one cubic stream of re-boiling and providing a certain heat exchange interaction of the cubic stream of re-boiling with at least one part of the source natural gas stream and / or with the recirculation stream, moreover, the re-boiling of the bottled liquid provided by calories absorbed from the source of natural gas stream and / or recycle stream.
Способ согласно изобретению может включать один или несколько из следующих признаков, взятых по отдельности или в подходящих технически возможных сочетаниях:The method according to the invention may include one or more of the following features, taken individually or in suitable technically possible combinations:
- по меньшей мере одну часть верхнего потока колонны выделения и рециркуляционный поток вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком природного газа и кубовым потоком повторного кипячения;- at least one part of the upper stream of the recovery column and the recycle stream are introduced into a certain heat exchange interaction with the original natural gas stream and the still boiling bottoms stream;
- рециркуляционный поток, выходящий из первого, расположенного выше по технологическому потоку, теплообменника, вторичный поток флегмы, входящий из верхнего конденсатора, и верхний поток, выходящий из колонны выделения, вводят в определенное теплообменное взаимодействие в первом верхнем теплообменнике;- a recycle stream leaving the first heat exchanger located upstream of the process, a secondary reflux stream coming from the upper condenser, and an upper stream leaving the recovery column are introduced into a certain heat exchange interaction in the first upper heat exchanger;
- по меньшей мере один боковой поток повторного кипячения отбирают выше кубового потока повторного кипячения, при этом упомянутый или каждый боковой поток повторного кипячения вводят в теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа;- at least one side reflux stream is taken above the bottoms reflux stream, wherein said or each side reflux stream is introduced into heat exchange interaction with at least one part of the natural gas feed stream;
- обогащенный этаном поток отводят с промежуточного уровня колонны фракционирования, расположенного выше уровня подачи колонны и ниже верхнего уровня колонны фракционирования;- the ethane-enriched stream is diverted from the intermediate level of the fractionation column located above the feed level of the column and below the upper level of the fractionation column;
- способ включает следующие стадии:- the method includes the following stages:
- разделяют исходный поток природного газа на первый исходный поток и второй исходный поток;- divide the feed stream of natural gas into a first feed stream and a second feed stream;
- подают первый исходный поток в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник;- serves the first source stream to the first heat exchanger located upstream of the process stream;
- вводят по меньшей мере одну часть второго исходного потока во вспомогательную турбину динамического расширения с целью образования вспомогательного потока флегмы из выходящего потока из вспомогательной турбины;- introducing at least one part of the second feed stream into an auxiliary dynamic expansion turbine to form an auxiliary reflux stream from the effluent from the auxiliary turbine;
- подают вспомогательный поток флегмы в колонну выделения;- serves an auxiliary stream of reflux in the allocation column;
- по меньшей мере одну часть рециркуляционного потока сжимают во вспомогательном компрессоре, сопряженном со вспомогательной турбиной;- at least one part of the recirculation stream is compressed in an auxiliary compressor associated with the auxiliary turbine;
- по меньшей мере одну часть верхнего потока сжимают во вспомогательном компрессоре, сопряженном со вспомогательной турбиной, предпочтительно между первым компрессором, сопряженным с первой турбиной, и вторым компрессором;at least one portion of the overhead stream is compressed in an auxiliary compressor mated to an auxiliary turbine, preferably between a first compressor mated to a first turbine and a second compressor;
- способ включает стадию сжатия по меньшей мере одной части верхнего потока в первом компрессоре, сопряженном с первой турбиной, а затем стадию сжатия частично сжатого верхнего потока во втором компрессоре, при этом рециркуляционный поток отбирают ниже по технологическому потоку после второго компрессора;- the method includes the step of compressing at least one part of the overhead stream in a first compressor mated to a first turbine, and then the step of compressing a partially compressed overhead stream in a second compressor, wherein the recirculation stream is taken downstream from the second compressor;
- по меньшей мере один вторичный рециркуляционный поток отбирают из рециркуляционного потока, причем вторичный рециркуляционный поток подают во вторичную турбину расширения перед повторным введением в верхний поток, предпочтительно выше по технологическому потоку от точки прохождения верхнего потока в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменнике;at least one secondary recycle stream is taken from the recycle stream, the secondary recycle stream being supplied to the secondary expansion turbine before being reintroduced into the upper stream, preferably upstream from the passage of the upper stream to the first heat exchanger located upstream of the process stream;
- вторичный поток флегмы состоит из жидкости, газа или смеси жидкости и газа, происходящей из верхнего конденсатора колонны фракционирования;- the secondary reflux stream consists of a liquid, gas, or a mixture of liquid and gas originating from the top condenser of the fractionation column;
- способ включает отбор обводного потока из рециркуляционного потока, причем обводной поток повторно вводят в поток, расположенный выше по технологическому потоку от первой турбины динамического расширения;- the method includes the selection of the bypass stream from the recycle stream, and the bypass stream is re-introduced into the stream located upstream of the first dynamic expansion turbine;
- жидкий поток из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда сепаратора расширяют и вводят во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд сепаратора с целью образования жидкой фракции и газовой фракции,- the liquid stream from the first separator vessel located upstream of the separator is expanded and introduced into the second separator vessel located upstream of the separator vessel to form a liquid fraction and a gas fraction,
причем жидкую фракцию после расширения вводят на первом промежуточном уровне колонны выделения, газовую фракцию вводят на верхнем уровне колонны выделения, расположенном выше промежуточного уровня,moreover, the liquid fraction after expansion is introduced at the first intermediate level of the separation column, the gas fraction is introduced at the upper level of the separation column located above the intermediate level,
причем жидкий поток, выходящий из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда сепаратора, предпочтительно вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком природного газа с целью нагревания перед введением во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд сепаратора;moreover, the liquid stream exiting the first separator vessel located upstream of the separator vessel is preferably introduced into a certain heat exchange interaction with the initial natural gas stream to heat it before being introduced into the second separator vessel located upstream of the invention;
- способ включает обеспечение теплообмена между нижним потоком, вытекающим из колонны выделения, и исходным потоком природного газа и кубовым потоком повторного кипячения в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике до его подачи в колонну фракционирования;- the method includes providing heat exchange between the lower stream flowing from the recovery column and the natural gas feed stream and the boiling stream in the first heat exchanger located upstream of the process stream before it is fed to the fractionation column;
- газовый поток, выходящий из первого сосуда сепаратора, разделяют на поток питания и поток флегмы, при этом поток питания предназначен для питания турбины динамического расширения, а поток флегмы после охлаждения, частичной или полной конденсации и расширения в клапане вводят вместе в колонну выделения;- the gas stream leaving the first separator vessel is separated into a power stream and a reflux stream, while the power stream is designed to power a dynamic expansion turbine, and the reflux stream after cooling, partial or complete condensation and expansion in the valve is introduced together into the recovery column;
- способ включает стадию сжатия нижнего потока, выходящего из колонны выделения, в насосе до его введения в колонну фракционирования;- the method includes the step of compressing the bottom stream exiting the separation column in the pump before it is introduced into the fractionation column;
- способ включает стадию охлаждения вторичного потока флегмы посредством теплообмена с по меньшей мере одной частью верхнего потока колонны выделения.- the method includes the step of cooling the secondary reflux stream by heat exchange with at least one part of the upper stream of the recovery column.
Целью настоящего изобретения является также установка для одновременного получения обработанного природного газа, фракции, обогащенной С3 +-углеводородами, и, по меньшей мере в некоторых условиях получения, обогащенного этаном потока из исходного потока природного газа, содержащего метан, этан и С3 +-углеводороды, где установка содержит:The aim of the present invention is also a facility for the simultaneous production of treated natural gas, a fraction enriched in C 3 + hydrocarbons, and, at least in some production conditions, an ethane-enriched stream from a feed stream of natural gas containing methane, ethane and C 3 + - hydrocarbons, where the installation contains:
- узел охлаждения и частичного конденсирования исходного потока природного газа, включающий по меньшей мере один первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, предназначенный для получения охлажденного исходного потока;- a cooling and partial condensing unit of a natural gas feed stream, comprising at least one first heat exchanger located upstream of the process stream for receiving a cooled feed stream;
- узел разделения охлажденного исходного потока на жидкий поток и газовый поток;- a unit for separating the cooled feed stream into a liquid stream and a gas stream;
- колонну выделения С2 +-углеводородов;- a column for the allocation of C 2 + hydrocarbons;
- узел расширения жидкого потока для введения потока, образующегося из жидкого потока, в колонну выделения на первом промежуточном уровне;- an expansion unit of a liquid stream for introducing a stream formed from the liquid stream into the recovery column at a first intermediate level;
- узел формирования из газового потока для питания турбины;- a gas flow forming unit for powering a turbine;
- узел расширения потока питания, включающий турбину динамического расширения, и узел подачи расширенного потока питания в колонну выделения на втором промежуточном уровне;- node expansion of the power stream, including a dynamic expansion turbine, and a node for supplying the expanded power stream to the extraction column at the second intermediate level;
- узел выделения и сжатия по меньшей мере одной части верхнего потока колонны выделения с целью получения природного газа и узел выделения нижнего потока колонны выделения с целью получения жидкого потока, обогащенного С2 +-углеводородами;- a separation and compression unit for at least one part of the upper stream of the recovery column to produce natural gas and a separation unit of the lower stream of the recovery column to obtain a liquid stream enriched in C 2 + hydrocarbons;
- колонну фракционирования, снабженную верхним конденсатором,- fractionation column equipped with an upper condenser,
- узел подачи жидкого потока на уровне подачи колонны фракционирования, причем в упомянутых условиях из потока, выходящего из колонны фракционирования, может быть получен обогащенный этаном поток, при этом в колонне фракционирования можно вырабатывать нижний поток, предназначенный для образования по меньшей мере части фракции С3 +-углеводородов;- a liquid flow supply unit at the feed level of the fractionation column, and under the mentioned conditions, an ethane-enriched stream can be obtained from the stream leaving the fractionation column, while a lower stream can be generated in the fractionation column to form at least a portion of fraction C 3 + -hydrocarbons;
- узел подачи первичного потока флегмы, полученного в верхнем конденсаторе, в колонну фракционирования;- a feed unit for the primary reflux stream obtained in the upper condenser into the fractionation column;
- узел получения вторичного потока флегмы из верхнего конденсатора и узел подачи вторичного потока флегмы в верхнюю часть колонны выделения,- a site for receiving a secondary reflux stream from an upper condenser and a feed unit for a secondary reflux stream to an upper part of a separation column,
и отличается тем, что она включает:and differs in that it includes:
- узел отбора рециркуляционного потока в верхнем потоке колонны выделения;- site selection recirculation flow in the upper stream of the separation column;
- узел для установления теплообмена между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения,- a node for establishing heat transfer between the recirculation stream and at least one part of the upper stream exiting the separation column,
- узел повторного введения, после расширения, рециркуляционного потока в колонну выделения, при этом описываемая установка дополнительно включает узел отбора в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и узел для установления теплообмена между кубовым потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа или/и рециркуляционным потоком, причем осуществление повторного кипячения можно обеспечивать за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа или/и рециркуляционного потока.- a re-introduction unit, after expansion, of the recycle stream to the recovery column, wherein the described installation further includes a selection unit in the cube of the recovery column of at least one cubic re-boiling stream and a node for establishing heat exchange between the still boiling bottoms stream and at least one part the natural gas feed stream and / or a recycle stream, wherein reboiling can be achieved by calories absorbed from the natural gas feed stream about gas and / or recirculation flow.
Установка по изобретению может включать один или несколько из следующих признаков, взятых по отдельности или в соответствии со всеми технически возможными сочетаниями:The installation according to the invention may include one or more of the following features, taken individually or in accordance with all technically possible combinations:
- она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, при помощи которого можно установить теплообмен между по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа, кубовым потоком повторного кипячения, необязательно боковыми потоками повторного кипячения, по меньшей мере одной частью верхнего потока и рециркуляционным потоком;- it includes a first heat exchanger located upstream of the process stream, by means of which heat exchange can be established between at least one part of the natural gas feed stream, still boiling stream, optionally side boiling streams, at least one part of the overhead stream and the recycle stream;
- она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, при помощи которого можно устанавливать теплообмен между первой частью исходного потока природного газа и по меньшей мере одной частью верхнего потока; второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника, при помощи которого можно устанавливать теплообмен между второй частью потока исходного газа и кубовым потоком повторного кипячения, вытекающим из колонны выделения, и третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника и от второго расположенного выше по технологическому потоку теплообменника, при этом с помощью третьего расположенного выше по технологическому потоку теплообменника можно устанавливать определенное теплообменное взаимодействие между по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока и по меньшей мере одной частью верхнего потока, причем установка предпочтительно включает вспомогательный компрессор, с помощью которого можно сжимать часть рециркуляционного потока, предназначенного для введения в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник;- it includes a first heat exchanger located upstream of the process stream, with which it is possible to establish heat exchange between the first part of the original natural gas stream and at least one part of the overhead stream; a second heat exchanger located upstream of the process, different from the first heat exchanger located upstream of the process, by which heat exchange can be established between the second part of the feed gas stream and the still boiling stream flowing from the recovery column, and the third heat exchanger located upstream of the process stream, different from the first heat exchanger located higher in the process flow and from the second heat located higher in the process stream while using the third heat exchanger located upstream of the process stream, a certain heat exchange interaction can be established between at least one part of the recycle stream and at least one part of the overhead stream, the installation preferably including an auxiliary compressor with which it is possible to compress a part of the recycle stream intended for introduction into a third heat exchanger located upstream of the process stream;
- установка включает первый верхний теплообменник, с помощью которого можно обеспечивать определенное теплообменное взаимодействие между по меньшей мере одной частью верхнего потока, необязательно с потоком флегмы, и вторичным потоком флегмы;- the installation includes a first upper heat exchanger, with which you can provide a certain heat exchange interaction between at least one part of the upper stream, optionally with the reflux stream, and the secondary reflux stream;
- установка включает второй верхний теплообменник, отличный от первого верхнего теплообменника, и с его помощью можно устанавливать определенное теплообменное взаимодействие между второй частью верхнего потока и рециркуляционным потоком.- the installation includes a second upper heat exchanger, different from the first upper heat exchanger, and with it you can set a specific heat exchange interaction between the second part of the upper stream and the recycle stream.
Настоящее изобретение будет более понятно после ознакомления с приведенным ниже описанием, которое приводится только в качестве примера и содержит ссылки на прилагаемые чертежи, на которых:The present invention will be better understood after reading the description below, which is given only as an example and contains links to the accompanying drawings, in which:
- фиг. 1 представляет собой функциональную схему первой установки для осуществления первого способа согласно изобретению,- FIG. 1 is a functional diagram of a first installation for implementing the first method according to the invention,
- фиг. 2 представляет собой схему второй установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления второго способа согласно изобретению;- FIG. 2 is a diagram of a second installation similar to that shown in FIG. 1, for implementing the second method according to the invention;
- фиг. 3 представляет собой схему третьей установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления третьего способа согласно изобретению;- FIG. 3 is a diagram of a third installation similar to that shown in FIG. 1, for implementing the third method according to the invention;
- фиг. 4 представляет собой схему четвертой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления четвертого способа согласно изобретению;- FIG. 4 is a diagram of a fourth installation similar to that shown in FIG. 1, for the implementation of the fourth method according to the invention;
- фиг. 5 представляет собой схему пятой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления пятого способа согласно изобретению;- FIG. 5 is a diagram of a fifth installation similar to that shown in FIG. 1, for implementing the fifth method according to the invention;
- фиг. 6 представляет собой схему шестой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления шестого способа согласно изобретению, при этом шестая установка получена в результате устранения узких мест в существующей установке.- FIG. 6 is a diagram of a sixth installation similar to that shown in FIG. 1, for implementing the sixth method according to the invention, the sixth installation being obtained by eliminating bottlenecks in an existing installation.
Первая установка 11 по изобретению, изображенная на фиг. 1, предназначена для одновременного получения из исходного потока 13 обессеренного, сухого и по меньшей мере частично декарбонизированного природного газа обработанного природного газа 15 как основного продукта, фракции 17 С3 +-углеводородов и обогащенного этаном потока 19 с регулируемой интенсивностью потока.The
Термин «по меньшей мере частично декарбонизированный» означает, что содержание диоксида углерода в исходном потоке 13 природного газа предпочтительно равно 50 ч/млн или меньше, если обработанный природный газ 15 необходимо сжижать. Указанное содержание составляет предпочтительно меньше 3%, если обработанный природный газ 15 направляют непосредственно в газораспределительную сеть.The term “at least partially decarbonized” means that the carbon dioxide content of the natural
К тому же, содержание воды составляет менее 1 ч/млн, предпочтительно менее 0,1 ч/млн.In addition, the water content is less than 1 ppm, preferably less than 0.1 ppm.
Установка 11 включает блок 21 выделения С2 +-углеводородов и блок 23 фракционирования С2 +-углеводородов.
Во всем нижеследующем тексте жидкий поток и трубопровод, по которому он перекачивается, будут обозначаться одной и той же позицией, соответствующие значения давления представляют значения абсолютного давления, а соответствующие процентные соотношения являются мольными процентами.Throughout the text that follows, the liquid stream and the pipeline through which it is pumped will be denoted by the same position, the corresponding pressure values represent absolute pressure values, and the corresponding percentages are molar percentages.
Блок 21 выделения С2 +-углеводородов последовательно включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора, первую расположенную выше по технологическому потоку турбину 29, сопряженную с первым компрессором 31, первый верхний теплообменник 33 и колонну 35 выделения, оснащенную по меньшей мере одним боковым контуром 37, 39 повторного кипячения и боковым контуром 41 повторного кипячения.Allocating
В данном примере колонна 35 снабжена двумя боковыми контурами 37, 39 повторного кипячения.In this example,
Блок 21 дополнительно включает второй компрессор 43 с приводом от внешнего источника энергии и первый холодильник 45, размещенный ниже по технологическому потоку от второго компрессора 43. Блок 21 также включает насос 47 куба колонны.
Блок 23 фракционирования включает колонну 61 фракционирования. Колонна 61 включает в своей верхней части верхний конденсатор 63, а в своей нижней части кипятильник 65.The
Верхний конденсатор 63 включает второй холодильник 67 и находящийся ниже по технологическому потоку первый сосуд 69 сепаратора, связанный с насосом 71 флегмы. Далее будет описан первый способ по изобретению, осуществляемый с использованием установки 11.The
Типичный начальный мольный состав исходного потока 13 обессеренного, сухого и по меньшей мере частично декарбонизированного природного газа приведен в таблице ниже.A typical initial molar composition of the
В более общем виде, мольная доля метана в исходном потоке 13 природного газа лежит между 75% и 90%, мольная доля С2 +-углеводородов лежит между 5% и 15%, а мольная доля С3 +-углеводородов лежит между 1% и 8%.More generally, the mole fraction of methane in the
Скорость подаваемого потока, подлежащего обработке, составляет, например, порядка 38000 кмоль/ч.The feed rate to be processed is, for example, about 38,000 kmol / h.
Исходный поток 13 природного газа имеет температуру, близкую к комнатной, то есть по существу равную 20°С, а давление заметно выше 35 бар.The natural
В конкретном примере поток 13 природного газа имеет температуру 20°С и давление 50 бар абс.In a specific example, the
На установке, изображенной на фиг. 1, исходный поток 13 природного газа охлаждают и по меньшей мере частично конденсируют в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 с целью образования охлажденного исходного потока 113.In the installation of FIG. 1, the natural
Охлажденный исходный поток 113 вводят в первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора, в котором осуществляют разделение между газовой фазой 115 и жидкой фазой 117.The cooled
Жидкая фаза 117 после пропускания в клапан 119 расширения образует расширенную смешанную фазу 120, которую вводят на первом промежуточном уровне N1 колонны 35 выделения, расположенном в верхней зоне колонны, над боковыми контурами 37 и 39 повторного кипячения.The
Под «промежуточным уровнем» подразумевают местоположение, так что средства дистилляции расположены как выше, так и ниже указанного уровня.By “intermediate level” is meant location, so that the distillation means are located both above and below the specified level.
Газовую фракцию 115 разделяют на поток 121 питания и поток 123 флегмы.The
Мольная скорость протекания потока 121 питания предпочтительно выше мольной скорости протекания потока 123 флегмы.The molar flow rate of the
Поток 121 питания расширяют в турбине 29 до достижения давления, близкого к значению давления колонны 35, с целью получения расширенного потока 125 питания. Поток 125 вводят в колонну 35 выделения на втором промежуточном уровне N2, расположенном над первым промежуточным уровнем N1.The
Поток 123 флегмы частично или полностью конденсируют в первом верхнем теплообменнике 33, а затем расширяют в клапане 127 расширения с целью формирования расширенного потока 128 флегмы. Указанный поток 128 вводят в колонну 35 выделения на третьем промежуточном уровне N3, расположенном над промежуточным уровнем N2.The
Давление колонны 35 выделения составляет, например, от 12 до 40 бар.The pressure of the
Колонна 35 выделения вырабатывает верхний поток 131, который нагревают в первом верхнем теплообменнике 33 путем теплообмена с потоком 123 флегмы с целью получения частично нагретого верхнего потока 139.The
Поток 139 снова нагревают в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 путем теплообмена с исходным потоком 13 природного газа с целью получения нагретого верхнего потока 140.
После этого нагретый верхний поток 140 сжимают в первом компрессоре 31, а затем во втором компрессоре 43 с целью получения сжатого верхнего потока 141. Давление потока 141 выше. 25 бар, например равно 50 бар. Затем поток 141 охлаждают в первом холодильнике 45 с получением обработанного природного газа 15.After that, the heated
Согласно изобретению рециркуляционный поток 152 отбирают в верхнем потоке, выходящем из колонны 35. В примере, проиллюстрированном на фиг. 1, рециркуляционный поток 152 отбирают в сжатом нагретом верхнем потоке 141 после его охлаждения в первом холодильнике 45.According to the invention, the
Отношение мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152 к мольной скорости протекания верхнего потока 131, выходящего из колонны 35 выделения, составляет от 0% до 25%.The ratio of the molar flow rate of the
Затем рециркуляционный поток 152 подают в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25 для охлаждения в нем путем теплообмена с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131. В указанном примере поток 152 вводят в теплообменное взаимодействие с частично нагретым верхним потоком 139, выходящим из верхнего теплообменника 33, с целью получения частично охлажденного рециркуляционного потока 154.Then, the
После этого поток 154 вводят в верхний теплообменник 33 с целью охлаждения в нем путем теплообмена с верхним потоком 131 и образования после расширения в клапане 156 охлажденного рециркуляционного потока 155.After this, the
Охлажденный рециркуляционный поток 155 подают в колонну 35 выделения на уровне N5, расположенном над уровнем N3, предпочтительно соответствующем первой ступени, начиная с верха колонны 35.The cooled
Обработанный газ 15 содержит в данном примере 1,36% мол. азота, 96,80% мол. метана и 1,76% мол. С2-углеводородов.
В более общем случае обработанный газ 15 содержит более 99% мол. метана, имеющегося в составе исходного потока 13 природного газа, и менее 0,1% мол. С3 +-углеводородов, имеющихся в составе исходного потока природного газа.In a more general case, the treated
Обработанный газ 15 содержит мольную долю С2-углеводородов, имеющихся в составе исходного потока 13 природного газа, составляющую от 2% до 85%, при этом указанное соотношение можно регулировать.The treated
Таким образом, газ 15 имеет содержание С6 +-углеводородов менее 1 ч/млн, содержание воды менее 1 ч/млн, предпочтительно менее 0,1 ч/млн, и содержание диоксида углерода менее 50 ч/млн. С учетом вышесказанного, обработанный газ 15 можно направлять непосредственно в линию сжижения с целью получения сжиженного природного газа. Его можно также направлять непосредственно в газораспределительную сеть.Thus, the
В боковых контурах 37 и 39 повторного кипячения боковые потоки 161 и 163 повторного кипячения извлекают из колонны 35 и повторно вводят в нее после нагревания в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 путем теплообмена с по меньшей мере одной частью исходного потока 13 природного газа и по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152.In the
Таким образом, верхний боковой поток 163 повторного кипячения отбирают на уровне N6, расположенном под уровнем N1, например на одиннадцатой ступени, начиная с верха колонны 35, а затем подают в первый теплообменник 25. После этого поток 163 нагревают в теплообменнике 25, а затем направляют обратно в колонну 35 на уровне N7, расположенном под уровнем N6.Thus, the upper
Кроме того, нижний боковой поток 161 повторного кипячения отбирают на уровне N8, расположенном под уровнем N7, а затем подают его в теплообменник 25. После этого поток 161 нагревают в теплообменнике 25, а затем повторно вводят на уровне N9, расположенном под уровнем N8, например на четырнадцатой ступени, начиная с верха колонны 35.In addition, the lower
В кубовом контуре 41 повторного кипячения жидкий кубовый поток 165 повторного кипячения извлекают вблизи нижней части колонны 35, ниже боковых потоков 161, 163 повторного кипячения.In the
Согласно изобретению поток 165 подают в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, где он нагревается путем теплообмена с по меньшей мере одной частью исходного потока 13 природного газа и по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152. Нагретый и частично испаренный кубовый поток повторного кипячения затем повторно вводят в колонну 35.According to the invention,
Кубовый поток 171, обогащенный С2 +-углеводородами, извлекают снизу колонны 35 выделения.The bottoms stream 171 enriched in C 2 + hydrocarbons is recovered from the bottom of the
Кубовый поток 171 содержит более 99% мол. С3 +-углеводородов, содержащихся в исходном потоке 13 природного газа. Он имеет содержание метана между 9% и 5%.
Кубовый поток 171 перекачивают насосом 47 резервуара кубовой жидкости и вводят на промежуточном уровне Р1 колонны 61 фракционирования.The bottoms stream 171 is pumped by the
В иллюстрируемом примере колонна 61 фракционирования работает при давлении от 20 до 42 бар. В данном примере давление колонны 61 фракционирования по меньшей мере на один бар выше давления колонны 35 выделения.In the illustrated example, the
Нижний поток 181 извлекают из колонны 61 фракционирования с целью получения фракции 17 С3 +-углеводородов.The
Степень извлечения С3 +-углеводородов в способе составляет более 99%. В любом случае степень извлечения пропана составляет более 99%.The degree of extraction of C 3 + hydrocarbons in the method is more than 99%. In any case, the degree of propane recovery is more than 99%.
Обогащенный этаном поток 19 отводят непосредственно на промежуточном уровне Р2, расположенном в верхней зоне колонны 61 фракционирования.Ethane-enriched
В примере, поясняемом на фигуре, данный поток содержит 1,21% метана, 97,77% этана и 1,00% пропана.In the example illustrated in the figure, this stream contains 1.21% methane, 97.77% ethane and 1.00% propane.
В более общем случае мольное содержание этана в обогащенном этаном потоке 19 составляет более 95%, а именно лежит между 96% и 100%.In a more general case, the molar content of ethane in ethane-enriched
Число теоретических тарелок между верхом колонны 61 и верхним уровнем Р2 составляет, например, от 1 до 7. Уровень Р2 находится выше уровня Р1 подачи.The number of theoretical plates between the top of the
Второй верхний поток 183 извлекают с верха колонны 61, а затем охлаждают во втором холодильнике 67 с целью получения второго охлажденного и по меньшей мере частично сконденсированного верхнего потока 185. Указанный второй поток 185 вводят во второй сосуд 69 сепаратора для получения жидкой фракции 187 и газовой фракции 188.The second
В примере, изображенном на фиг. 1, всю жидкую фракцию 187 перекачивают насосом 71 для образования первичного потока 190 флегмы перед повторным введением с флегмой в колонну 61 фракционирования на верхнем уровне Р3, расположенном над уровнем Р2.In the example shown in FIG. 1, the entire
В данном случае всю газовую фракцию 188 после охлаждения в верхнем теплообменнике 33 и расширения в клапане 193 образует вторичный поток 192 флегмы.In this case, the
В верхнем теплообменнике 33 газовая фракция 188 охлаждается путем теплообмена с верхним потоком 131.In the
В альтернативном варианте, показанном пунктирными линиями, жидкую фракцию 187 разделяют на первичную жидкую фракцию 189 флегмы и вторичную жидкую фракцию 191.In an alternate embodiment shown in dashed lines, the
Вторичную жидкую фракцию 191, при ее наличии, затем смешивают с газовой фракцией 188 для образования вторичного потока 192 флегмы после охлаждения и расширения.The secondary
Вторичный "поток 192 флегмы вводят вместе с флегмой на верхнем уровне N4 колонны 35 выделения, расположенном между верхним уровнем N5 и промежуточным уровнем N3.
Степень извлечения этана и, следовательно, скорость потока этана, вырабатываемого на установке 11, контролируют путем регулировки скорости протекания рециркуляционного потока 152, регулировки давления в колонне 35 выделения посредством компрессоров 43 и 31, при этом упомянутые параметры принадлежат к типу переменной скорости, с одной стороны, и при помощи финальной регулировки скорости протекания вторичного потока 192 флегмы, циркулирующего через клапан 193 расширения, с другой стороны.The degree of ethane extraction and, consequently, the ethane flow rate generated by the
Как показано в таблице ниже, скорость протекания обогащенного этаном потока регулируется практически без оказания влияния на степень извлечения С3 +-углеводородов.As shown in the table below, the flow rate of an ethane-enriched stream is controlled with little or no effect on the degree of extraction of C 3 + hydrocarbons.
С учетом вышесказанного, способ по изобретению с помощью простых и недорогих средств дает возможность изменения и легкой регулировки обогащенного этаном потока 19, извлекаемого из исходного природного газа 13, при сохранении степени извлечения пропана выше 99%. Указанный результат достигается без какого-либо видоизменения установки, в которой осуществляется данный способ.In view of the foregoing, the method according to the invention using simple and inexpensive means makes it possible to change and easily adjust the ethane-enriched
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, если степень извлечения этана равна 84,99%, приведены в таблице ниже.Values of pressures, temperatures and flow rates in case the degree of ethane recovery is 84.99% are shown in the table below.
При снижении скорости протекания обогащенного этаном потока 19 общая мощность сжатия также сильно уменьшается.When the flow rate of the ethane-enriched
Кроме того, установка 11 по изобретению не требует обязательного использования многопоточных теплообменников. Таким образом, можно использовать только теплообменники с трубами и кожухом.In addition, the
Обработанный природный газ 15 содержит по существу пренебрежимо малые количества С5 +-углеводородов, например менее 1 ч/млн. Следовательно, если содержание диоксида углерода в обработанном газе 15 составляет менее 50 ч/млн, данный газ 15 можно сжижать без какой-либо дополнительной обработки или фракционирования.Treated
В первом способе по изобретению кубовый поток 165 повторного кипячения в первом теплообменнике 25 вводят в определенное теплообменное взаимодействие с рециркуляционным потоком 152, по меньшей мере с одной частью верхнего потока 131, с исходным потоком 13 природного газа и с боковыми потоками 161, 163 повторного кипячения.In the first method of the invention, the boiling bottoms stream 165 in the
Указанная конкретная тепловая интеграция данного способа благоприятна в отношении выхода и не оказывает влияния на степень извлечения этана, когда последняя задача актуальна.The specified specific thermal integration of this method is favorable in terms of yield and does not affect the degree of ethane extraction when the last task is relevant.
Таким образом, когда рециркуляционный поток 152 вводят в определенное теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131, и когда боковой поток 165 повторного кипячения вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком 13 природного газа, как было неожиданно обнаружено авторами изобретения, наблюдается синергетическое повышение выхода на установке 11.Thus, when the
Так, в соответствии с таблицей ниже, наблюдается 16%-ное увеличение выхода по сравнению с установкой согласно уровню техники при поддержании степени извлечения, равной 85%, при этом все другие условия сохраняются. Указанное весьма значительное увеличение достигается при сохранении очень высокой степени извлечения этана.So, in accordance with the table below, there is a 16% increase in yield compared to the installation according to the prior art while maintaining the degree of extraction equal to 85%, while all other conditions are maintained. This very significant increase is achieved while maintaining a very high degree of ethane recovery.
Кроме того, совокупное использование рециркуляции части нагретого газа и интегрированного кубового узла 41 повторного кипячения, подключенного к первому теплообменнику 25, неожиданно приводит к большему увеличению выхода, чем то, которое наблюдается при выполнении какого-либо одного из указанных шагов, взятого в отдельности.In addition, the combined use of the recirculation of a portion of the heated gas and the integrated still
Таким образом, если первый способ применяется без какого-либо рециркуляционного потока 152 обработанного газа, достигаемое увеличение выхода составляет 9,4%, тогда как в случае, если первый способ 11 применяется без кубового кипятильника, подключенного к теплообменнику 25, достигаемое увеличение выхода составляет 0,2%. С учетом вышесказанного, наблюдаемое увеличение выхода при совместном использовании упомянутых выше признаков заметно выше суммы достигаемых по отдельности приростов выхода продукции, что демонстрирует неожиданный синергетический эффект, который не оказывает влияния на степень извлечения этана.Thus, if the first method is applied without any recirculated
В качестве альтернативы, обработанный газовый поток, выходящий из первого компрессора 31, можно подавать в компрессор 43 с использованием двух эквивалентных ступеней мощности, с промежуточным холодильником, охлаждающим газ до той же температуры, что и холодильник 45.Alternatively, the treated gas stream exiting the
Вторая установка 201 согласно изобретению отображена на фиг. 2. Установка 201 отличается от первой установки 11 тем, что она дополнительно включает вспомогательную турбину 203 расширения и вспомогательный компрессор 205, сопряженный с турбиной 203. В первом варианте осуществления изобретения вспомогательный компрессор 205 помещен между первым компрессором 31 и вторым компрессором 43.A
Второй способ по изобретению осуществляется на второй установке 201.The second method according to the invention is carried out on the
В отличие от первого способа по изобретению, исходный поток 13 природного газа разделяют на первый исходный поток 207 и второй исходный поток 209.Unlike the first method according to the invention, the natural
Мольная скорость протекания первого исходного потока 207 предпочтительно выше мольной скорости протекания второго исходного потока 209.The molar flow rate of the
Далее, первый исходный поток 207 вводят в первый теплообменник 25 с тем, чтобы он охлаждался и частично конденсировался там, а также образовывал охлажденный поток 113 природного газа, подаваемый в первый сосуд 27 сепаратора.Further, the
Второй исходный поток 209 вводят во вспомогательную турбину 203 расширения с целью расширения в ней до достижения давления, близкого к рабочему давлению колонны 35, и образования вспомогательного потока 211 флегмы. После этого вспомогательный поток 211 флегмы вводят в первый верхний теплообменник 33 с тем, чтобы он охлаждался и частично конденсировался в нем, а затем подают в клапан 213 расширения для получения расширенного вспомогательного потока 215 флегмы.The
Затем поток 215 вводят в колонну 35 выделения на верхнем уровне N10, расположенном между уровнем N3 и уровнем N4.Then, stream 215 is introduced into the
В примере, проиллюстрированном на фиг. 2, верхний поток 217, выходящий из первого компрессора 31, вводят на выходе потока из первого компрессора 31 во вспомогательный компрессор 205 с тем, чтобы поток сжимался при промежуточном давлении перед объединением с потоком, направляемым во второй компрессор 43.In the example illustrated in FIG. 2, the overhead stream 217 exiting the
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже.Values of pressures, temperatures and flow rates in the case when the degree of ethane recovery is 85.00% are shown in the table below.
Применение второго способа по изобретению приводит к получению результата, аналогичного достигаемому в случае использования первого способа, за счет синергии, наблюдаемой при установлении определенного теплообменного взаимодействия кубового потока 165 повторного кипячения с исходным потоком 13 природного газа, в комбинации с наличием рециркуляционного потока 152, введенного в определенное теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131.The application of the second method according to the invention results in a result similar to that achieved when using the first method, due to the synergy observed when a certain heat exchange interaction of the
Таким образом, потребление мощности при осуществлении способа в случае использования установки 201 равно 37588 кВт, т.е. что на 16% выгоднее, по сравнению с установкой существующего уровня техники.Thus, the power consumption during the implementation of the method in the case of using the
В альтернативном варианте фиг. 2 вспомогательный компрессор 205 (в виде пунктирных линий) установлен ниже по технологическому потоку от компрессора 43 в целях сжатия рециркуляционного потока 152 перед ведением его в первый теплообменник 25.In an alternative embodiment of FIG. 2, an auxiliary compressor 205 (in the form of dashed lines) is installed downstream of the
За исключением этого, данная установка и данный способ аналогичны тому, что представлено на фиг. 2.Other than this, this installation and this method are similar to those shown in FIG. 2.
Третья установка 221 согласно изобретению изображена на фиг. 3. В отличие от установки 11, проиллюстрированной на фиг. 1, установка 221 включает второй сосуд 223 сепаратора, размещенный ниже по технологическому потоку от первого сосуда сепаратора, предназначенный для сбора жидкой фазы 117, вытекающей из первого сосуда 27 сепаратора.A
Третий способ согласно изобретению применяется с использованием установки 221. Указанный третий способ отличается от первого способа согласно изобретению тем, что жидкую фазу 117 расширяют в клапане 225 статического расширения. Данное расширение выполняют до достижения давления выше рабочего давления колонны 35.The third method according to the invention is applied using the
Затем жидкую фазу расширяют и вводят в расположенный выше по технологическому потоку сосуд 223 сепаратора.Then, the liquid phase is expanded and introduced into the
Жидкая фракция 227 выделяется в нижней части сосуда 223 и расширяется в клапане 229 с целью образования расширенной фракции 231. Расширенная фракция 231 вводят в колонну 35 выделения на уровне N1.The
Газовую фракцию 233 собирают в верхней части второго расположенного выше по технологическому потоку сосуда 223 сепаратора. Указанную фракцию 233 направляют в верхний теплообменник 33 для охлаждения в нем перед расширением в клапане 135 расширения с целью получения расширенной фракции 237.The
Расширенную фракцию 237 вводят в колонну 35 выделения на промежуточном уровне N11, расположенном между уровнем N2 и уровнем N3.The expanded
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 84,99%, приведены в таблице ниже:Values of pressures, temperatures and flow rates in the case when the degree of ethane extraction is 84.99% are shown in the table below:
Способ, осуществляемый в третьей установке 221 согласно изобретению, приводит к общему количеству мощности, потребляемой компрессорами, равному 35960 кВт, что на 19,7% выгоднее, по сравнению со способом существующего уровня техники.The method carried out in the
Кроме того, он позволяет дополнительно увеличивать выход на 3,9% по сравнению с первым способом согласно изобретению.In addition, it allows you to further increase the yield by 3.9% compared with the first method according to the invention.
В альтернативном варианте третьего способа жидкую фазу 117, полученную в нижней части первого сосуда 27 сепаратора, вводят в первый теплообменник 25 для нагрева перед подачей в клапан 225.In an alternative embodiment of the third method, the
Смесь расширяют в клапане 225 перед разделением во втором расположенном выше по технологическому потоку сосуде 223 сепаратора.The mixture is expanded in
Четвертая установка 241 согласно изобретению отображена на фиг. 4. В отличие от первой установки И, поток 171, выходящий из колонны 35 выделения, пропускают в первый теплообменник 25 для нагревания в нем перед введением в колонну 61 фракционирования.A
С учетом вышесказанного, в четвертом способе по изобретению применяют нагрев упомянутого кубового потока 171 после его пропускания в насос 47.In view of the foregoing, in the fourth method according to the invention, heating of said bottoms stream 171 is applied after it is passed to pump 47.
При степени извлечения этана, равной 85,00%, общее потребление составляет 34201 кВт, что обеспечивает выгоду 23,6% по сравнению с установкой существующего уровня техники. Кроме того, увеличение выхода составляет 8,6% относительно первого способа согласно изобретению.With an ethane extraction rate of 85.00%, the total consumption is 34201 kW, which provides a benefit of 23.6% compared with the installation of the existing prior art. In addition, the increase in yield is 8.6% relative to the first method according to the invention.
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:Values of pressures, temperatures and flow rates in the case when the degree of ethane extraction is 85.00% are shown in the table below:
Пятая установка 251 по изобретению показана на фиг. 5. Данная установка предназначена для осуществления пятого способа по изобретению.A
В отличие от первого способа по изобретению, обводной поток 253 отбирают в рециркуляционном потоке 152, предпочтительно ниже по ходу потока от первого теплообменника 25 и выше по ходу потока от второго теплообменника 33 для повторного введения в поток, расположенный ниже по технологическому потоку после первой турбины 29 динамического расширения.Unlike the first method according to the invention, the
Скорость протекания обводного потока 253 равна, например, 47% от суммарной мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152, отбираемого из обработанного потока.The flow rate of the
За исключением этого, пятый способ по изобретению осуществляют аналогично четвертому способу по изобретению.Other than this, the fifth method according to the invention is carried out similarly to the fourth method according to the invention.
В примере, показанном на фиг. 5, обводной поток 253 смешивают с потоком 121 питания перед тем, как его вводят в турбину 29.In the example shown in FIG. 5, the
В альтернативном варианте, показанном пунктирными линиями, пятая установка 251 дополнительно включает вторичную турбину 255 динамического расширения, сопряженную со вторичным компрессором 257. В таком случае вторичный рециркуляционный поток 258 отбирают в рециркуляционном потоке 152 перед его введением в первый теплообменник 25.In an alternative embodiment, shown by dashed lines, the
Вторичный рециркуляционный поток 258 вводят во вторичную турбину 255 расширения с целью формирования расширенного вторичного рециркуляционного потока 261, который повторно вводят в частично нагретый верхний поток 139, выходящий из первого верхнего теплообменника 33.The
Кроме того, вторичный верхний поток 263 отбирают в нагретом верхнем потоке 140, выходящем из первого теплообменника 25, для подачи во вторичный компрессор 257 и получения сжатого вторичного верхнего потока 265.In addition, the secondary
Затем указанный поток 265 повторно вводят в сжатый верхний поток, находящийся при промежуточном давлении и выходящий из первого компрессора 31, выше по технологическому потоку от второго компрессора 43.Then, said
Выигрыш в мощности, достигаемый относительно способа существующего уровня техники, составляет в данном случае порядка 15,4%, при общем количестве потребляемой мощности, равном 37851 кВт.The power gain achieved in relation to the current state of the art method is in this case about 15.4%, with a total power consumption of 37851 kW.
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:Values of pressures, temperatures and flow rates in the case when the degree of ethane extraction is 85.00% are shown in the table below:
Шестая установка 271 по изобретению показана на фиг. 6. Данная установка 271 предназначена для устранения узких мест установки, проиллюстрированной в патенте США 7458232 и изначально включающей в себя первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, первый сосуд 27 сепаратора, колонну 35 выделения, первый верхний теплообменник 33 и колонну фракционирования 61, оснащенную верхним конденсатором 63.The
В отличие от первой установки 11 по изобретению, установка 271 дополнительно включает второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273 и третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275, предназначенные для размещения параллельно с первым расположенным выше по технологическому потоку теплообменником 25.Unlike the
Установка 271 дополнительно включает вспомогательный компрессор 277, предназначенный для сжатия рециркуляционного потока 152, и вспомогательный холодильник 279, предназначенный для охлаждения сжатого рециркуляционного потока.
Кроме того, шестая установка 271 включает второй верхний теплообменник 281, предназначенный для размещения параллельно первому верхнему теплообменнику 33, с целью введения по меньшей мере одной части верхнего потока 131 в теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152.In addition, the
Шестой способ по изобретению осуществляют на шестой установке 271. В указанном способе исходный поток 13 природного газа разделяют на первый исходный поток 207, вводимый в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, и второй исходный поток 209, вводимый во второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273.The sixth method according to the invention is carried out at the
Затем первый исходный поток 207 охлаждают в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 с целью получения первого охлажденного исходного потока 281 А. Таким же образом второй исходный поток 209 охлаждают во втором расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 273 с целью получения второго охлажденного исходного потока 283. Потоки 281А и 283 смешивают для формирования охлажденного потока 113, предназначенного для введения в первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора.Then, the
Боковые потоки 161,163 повторного кипячения вводят в первый теплообменник 25 с целью нагрева.The lateral boiling streams 161,163 are introduced into the
В отличие от первого способа по изобретению, кубовый поток 165 повторного кипячения вводят во второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273 для нагрева в нем путем теплообмена со вторым исходным потоком 209.Unlike the first method according to the invention, the boiling
К тому же, в отличие от первого способа по изобретению, верхний поток 131, выходящий из колонны 35 выделения, прежде всего разделяют на первую часть 285 верхнего потока и вторую часть 287 верхнего потока.In addition, unlike the first method according to the invention, the
Первую часть 285 вводят в первый верхний теплообменник 33 для нагревания в нем путем теплообмена с потоком 123 флегмы, с одной стороны, и со вторичным потоком 192 флегмы, с другой стороны.The
Вторую часть 287 вводят во второй верхний теплообменник 281.The
Отношение мольной скорости протекания потока первой части 285 к скорости второй части 287 составляет, например, от 0 до 20.The ratio of the molar flow rate of the
Затем фракции, извлекаемые на выходе теплообменников 33, 281, смешивают снова перед разделением вновь на первую часть 289 нагретого верхнего потока и вторую часть 291 нагретого верхнего потока.Then, the fractions recovered at the outlet of the
Первую часть 289 вводят в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25 для нагревания в нем путем теплообмена с первым исходным потоком 207, одновременно с боковыми потоками 161 и 163 повторного кипячения.The
Вторую часть 291 вводят в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275 для нагревания в нем.The
После этого нагретые части 289 и 291 объединяют вместе с целью образования нагретого верхнего потока 140, а затем их подают в первый компрессор 31.After that, the
В отличие от первого способа по изобретению, рециркуляционный поток 152 отбирают в нагретом верхнем потоке 140 выше по технологическому потоку от первого компрессора 31.Unlike the first method according to the invention, the
Отношение мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152 к мольной скорости протекания верхнего потока 131, выходящего из колонны 35, составляет, например, от 0% до 25%.The ratio of the molar flow rate of the
После этого рециркуляционный поток 152 сжимают во вспомогательном компрессоре 277 до достижения давления, например, выше 50 бар, а затем охлаждают в холодильнике 279 с целью образования охлажденного сжатого рециркуляционного потока 293.Thereafter, the
После этого поток 293 последовательно вводят в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275, а затем во второй верхний теплообменник 281 для охлаждения в нем перед расширением в клапане 295 расширения и формирования охлажденного расширенного рециркуляционного потока 297.After this, the
Затем поток 297 вводят в колонну 35 выделения на том же уровне, что и вторичный поток 194 флегмы.Then stream 297 is introduced into the
Таким образом, в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25, изначально имеющемся на установке, часть 207 исходного потока 13 природного газа, боковые потоки 161, 163 повторного кипячения и часть 289 верхнего потока вводят в определенное теплообменное взаимодействие.Thus, in the
Во втором расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 273 в определенное теплообменное взаимодействие вводят вторую часть 209 исходного потока 13 природного газа и кубовый поток 165 повторного кипячения. В третьем расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 275 в определенное теплообменное взаимодействие вводят вторую часть 291 верхнего потока 131 и рециркуляционный поток 152.In the
Кроме того, установка 271 по изобретению не требует обязательного использования многопоточных теплообменников. Таким образом, можно использовать только теплообменники с трубами и кожухом.In addition, the
В дополнение к этому, в верхней части колонны 35 поток флегмы 123, первую часть верхнего потока 285 и вторичный поток 192 флегмы вводят в теплообменное взаимодействие в первом верхнем теплообменнике 33. Во втором верхнем теплообменнике 281 вводят в теплообменное взаимодействие вторую часть 287 верхнего потока 131 и охлажденный сжатый рециркуляционный поток 233.In addition, in the upper part of the
Установка 271, как проиллюстрировано на фиг. 6, предоставляет возможность создания условий для увеличения сырьевого потока на величину от 0% до 15%, а более предпочтительно по меньшей мере на 10%, путем ограничения до минимума необходимого увеличения мощности сжатия.
Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:Values of pressures, temperatures and flow rates in the case when the degree of ethane extraction is 85.00% are shown in the table below:
В примере, проиллюстрированном на фигурах, обогащенный этаном поток 19 отбирают непосредственно в колонне 61 фракционирования, предпочтительно на верхнем уровне Р2 колонны 61, как описано выше.In the example illustrated in the figures, ethane-enriched
Кроме того, фракция 17 С3 +-углеводородов образуется непосредственно нижним потоком 181 колонны 61.In addition, the fraction of 17 C 3 + hydrocarbons is formed directly by the
В альтернативном варианте (не показан) С2 +-углеводороды извлекают из колонны 61 фракционирования в составе нижнего потока 181 одновременно с С3 +-углеводородами. Затем нижний поток 181 вводят в следующую ниже по технологическому потоку колонну фракционирования.In an alternative embodiment (not shown), C 2 + hydrocarbons are recovered from
Обогащенную этаном фракцию 19, подобно фракции 17 С3 +-углеводородов, затем получают в размещенной ниже по технологическому потоку колонне фракционирования.The ethane-enriched
Claims (50)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1256488 | 2012-07-05 | ||
FR1256488A FR2992972B1 (en) | 2012-07-05 | 2012-07-05 | PROCESS FOR PRODUCING NATURAL GAS PROCESSED, CUTTING RICH IN C3 + HYDROCARBONS, AND POSSIBLY A CURRENT RICH IN ETHANE, AND ASSOCIATED PLANT |
PCT/EP2013/064238 WO2014006178A1 (en) | 2012-07-05 | 2013-07-05 | Process for producing treated natural gas, a c3 + hydrocarbon-rich fraction and optionally an ethane-rich stream, and associated apparatus |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015103754A RU2015103754A (en) | 2016-08-27 |
RU2620601C2 true RU2620601C2 (en) | 2017-05-29 |
Family
ID=46754708
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015103754A RU2620601C2 (en) | 2012-07-05 | 2013-07-05 | Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20150153101A1 (en) |
EP (1) | EP2870226B1 (en) |
AP (1) | AP2015008259A0 (en) |
AR (1) | AR093223A1 (en) |
CA (1) | CA2878125C (en) |
FR (1) | FR2992972B1 (en) |
MX (1) | MX2015000147A (en) |
RU (1) | RU2620601C2 (en) |
WO (1) | WO2014006178A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2790002C1 (en) * | 2022-12-20 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Gas refining plant |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10852060B2 (en) | 2011-04-08 | 2020-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream |
JP6225049B2 (en) * | 2013-12-26 | 2017-11-01 | 千代田化工建設株式会社 | Natural gas liquefaction system and method |
US10928128B2 (en) * | 2015-05-04 | 2021-02-23 | GE Oil & Gas, Inc. | Preparing hydrocarbon streams for storage |
WO2017075310A1 (en) * | 2015-10-29 | 2017-05-04 | Black & Veatch Holding Company | Enhanced low temperature separation process |
CA3016535C (en) * | 2016-03-04 | 2021-11-16 | Pilot Energy Solutions, Llc | Flare recovery with carbon capture |
WO2017209757A1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-12-07 | Pilot Energy Solutions, Llc | Two column hydrocarbon recovery from carbon dioxide enhanced oil recovery streams |
AU2018328192B2 (en) * | 2017-09-06 | 2023-08-24 | Linde Engineering North America, Inc. | Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants |
FR3088648B1 (en) | 2018-11-16 | 2020-12-04 | Technip France | PROCESS FOR TREATMENT OF A SUPPLY GAS FLOW AND ASSOCIATED INSTALLATION |
CN110185506B (en) * | 2019-05-27 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | Pressure energy comprehensive utilization system of natural gas pressure regulating station |
US20210063083A1 (en) * | 2019-08-29 | 2021-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquefaction of Production Gas |
CN111253985A (en) * | 2020-03-03 | 2020-06-09 | 武汉科技大学 | Device and process for raw gas cooling and fraction primary separation |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6116050A (en) * | 1998-12-04 | 2000-09-12 | Ipsi Llc | Propane recovery methods |
FR2879729A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-06-23 | Technip France Sa | Simultaneous production of treated natural gas and other products comprises cooling and condensing partially initial natural gas, separating, diluting and introducing, separating, expanding, cooling and condensing, recovering and tapping |
RU2434671C1 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-27 | Учреждение Российской Академии Наук Институт Сильноточной Электроники Сибирского Отделения Ран (Исэ Со Ран) | Method of producing condensate and natural gas drying, and flow reactor to this end |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2578637B1 (en) | 1985-03-05 | 1987-06-26 | Technip Cie | PROCESS FOR FRACTIONATION OF GASEOUS LOADS AND INSTALLATION FOR CARRYING OUT THIS PROCESS |
US5983664A (en) * | 1997-04-09 | 1999-11-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US7051553B2 (en) * | 2002-05-20 | 2006-05-30 | Floor Technologies Corporation | Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery |
US20100011810A1 (en) * | 2005-07-07 | 2010-01-21 | Fluor Technologies Corporation | NGL Recovery Methods and Configurations |
FR2944523B1 (en) * | 2009-04-21 | 2011-08-26 | Technip France | PROCESS FOR PRODUCING METHANE-RICH CURRENT AND CUTTING RICH IN C2 + HYDROCARBONS FROM A NATURAL LOAD GAS CURRENT, AND ASSOCIATED PLANT |
WO2012177749A2 (en) * | 2011-06-20 | 2012-12-27 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for retrofitting an ngl recovery plant |
-
2012
- 2012-07-05 FR FR1256488A patent/FR2992972B1/en active Active
-
2013
- 2013-07-05 MX MX2015000147A patent/MX2015000147A/en unknown
- 2013-07-05 RU RU2015103754A patent/RU2620601C2/en active
- 2013-07-05 US US14/412,172 patent/US20150153101A1/en not_active Abandoned
- 2013-07-05 CA CA2878125A patent/CA2878125C/en active Active
- 2013-07-05 AP AP2015008259A patent/AP2015008259A0/en unknown
- 2013-07-05 WO PCT/EP2013/064238 patent/WO2014006178A1/en active Application Filing
- 2013-07-05 AR ARP130102405A patent/AR093223A1/en active IP Right Grant
- 2013-07-05 EP EP13734098.0A patent/EP2870226B1/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6116050A (en) * | 1998-12-04 | 2000-09-12 | Ipsi Llc | Propane recovery methods |
FR2879729A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-06-23 | Technip France Sa | Simultaneous production of treated natural gas and other products comprises cooling and condensing partially initial natural gas, separating, diluting and introducing, separating, expanding, cooling and condensing, recovering and tapping |
RU2434671C1 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-27 | Учреждение Российской Академии Наук Институт Сильноточной Электроники Сибирского Отделения Ран (Исэ Со Ран) | Method of producing condensate and natural gas drying, and flow reactor to this end |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2795927C2 (en) * | 2018-11-16 | 2023-05-15 | Текнип Франс | Method for processing supply gas flow and installation for its implementation |
RU2790002C1 (en) * | 2022-12-20 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Gas refining plant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2878125A1 (en) | 2014-01-09 |
CA2878125C (en) | 2020-09-22 |
EP2870226A1 (en) | 2015-05-13 |
FR2992972A1 (en) | 2014-01-10 |
US20150153101A1 (en) | 2015-06-04 |
RU2015103754A (en) | 2016-08-27 |
WO2014006178A1 (en) | 2014-01-09 |
MX2015000147A (en) | 2015-04-10 |
FR2992972B1 (en) | 2014-08-15 |
AP2015008259A0 (en) | 2015-02-28 |
EP2870226B1 (en) | 2017-05-31 |
AR093223A1 (en) | 2015-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2620601C2 (en) | Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method | |
RU2362954C2 (en) | Treating of liquefied natural gas | |
JP4452239B2 (en) | Hydrocarbon separation method and separation apparatus | |
CN204830685U (en) | A equipment for producing nitrogen row is LNG product to greatest extent | |
EA004469B1 (en) | Method and installation for separating a gas mixture and gases obtained by said installation | |
EA010386B1 (en) | Method for simultaneous recovering a c3+ hydrocarbon-rich cut and ethane-rich stream from natural gas and installation therefor | |
RU2382301C1 (en) | Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
JP2018530692A (en) | Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity and cooling based on organic Rankine cycle | |
EA022672B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US20080016909A1 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
KR20120028372A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
SA110310706B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
RU2614947C1 (en) | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation | |
EA022763B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
RU2446370C2 (en) | Method of processing flow of hydrocarbons and device to this end | |
EA021745B1 (en) | Process for treating a stream of cracked gas coming from a hydrocarbon pyrolysis plant, and associated plant | |
RU2738815C2 (en) | Processing of hydrocarbon gas | |
AU2014265950B2 (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
RU2688533C1 (en) | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method | |
RU128923U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE GAS CONDENSATION | |
EA035004B1 (en) | Reflux of demethanization columns | |
EA023180B1 (en) | Method for fractionating a cracked gas flow in order to obtain an ethylene-rich cut and a fuel flow, and associated facility | |
RU2344360C1 (en) | Method of gas liquefaction and installation for this effect | |
RU2344359C1 (en) | Gas liquefaction method to be used in offshore/inshore areas of arctic seas | |
JP5411496B2 (en) | Method and apparatus for diluting a liquefied natural gas stream |