SA00201021B1 - معالجة غاز هيدروكربوني hydrocarbon - Google Patents
معالجة غاز هيدروكربوني hydrocarbon Download PDFInfo
- Publication number
- SA00201021B1 SA00201021B1 SA00201021A SA00201021A SA00201021B1 SA 00201021 B1 SA00201021 B1 SA 00201021B1 SA 00201021 A SA00201021 A SA 00201021A SA 00201021 A SA00201021 A SA 00201021A SA 00201021 B1 SA00201021 B1 SA 00201021B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- stream
- column
- feed
- aforementioned
- components
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 32
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 30
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 101
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 92
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 46
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 46
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 116
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims description 13
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 46
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 46
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 38
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 30
- 239000001294 propane Substances 0.000 abstract description 15
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 abstract description 6
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 abstract description 4
- 229920001817 Agar Polymers 0.000 abstract 1
- 239000008272 agar Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 76
- 239000000047 product Substances 0.000 description 32
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 22
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 15
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 15
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- -1 hydrogen pentanes Chemical class 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- CKMDHPABJFNEGF-UHFFFAOYSA-N ethane methane propane Chemical compound C.CC.CCC CKMDHPABJFNEGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- YSZUKWLZJXGOTF-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC.CCC YSZUKWLZJXGOTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- NWLGCJLMUWJWRC-UHFFFAOYSA-N CC.O=C=O Chemical compound CC.O=C=O NWLGCJLMUWJWRC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000234435 Lilium Species 0.000 description 2
- FFBHFFJDDLITSX-UHFFFAOYSA-N benzyl N-[2-hydroxy-4-(3-oxomorpholin-4-yl)phenyl]carbamate Chemical compound OC1=C(NC(=O)OCC2=CC=CC=C2)C=CC(=C1)N1CCOCC1=O FFBHFFJDDLITSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MLADTXSZMSOWIM-UHFFFAOYSA-N butane;carbon dioxide Chemical class O=C=O.CCCC MLADTXSZMSOWIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- WIZOZORCIQKFQD-UHFFFAOYSA-N ethane methane Chemical compound C.C.C.C.C.C.CC WIZOZORCIQKFQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- 241001136792 Alle Species 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 241001406860 Gynandropsis gynandra Species 0.000 description 1
- 241000252067 Megalops atlanticus Species 0.000 description 1
- MVWDJLOUEUAWIE-UHFFFAOYSA-N O=C=O.O=C=O Chemical compound O=C=O.O=C=O MVWDJLOUEUAWIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000736032 Sabia <angiosperm> Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- QUJJSTFZCWUUQG-UHFFFAOYSA-N butane ethane methane propane Chemical class C.CC.CCC.CCCC QUJJSTFZCWUUQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 235000004879 dioscorea Nutrition 0.000 description 1
- LCDAQRPNWFQTQU-UHFFFAOYSA-N ethane;propane Chemical compound CC.CC.CCC LCDAQRPNWFQTQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N ethane;propane Chemical compound CC.CCC LWSYSCQGRROTHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002518 glial effect Effects 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 235000013847 iso-butane Nutrition 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- KOWXKIHEBFTVRU-UHFFFAOYSA-N nga2 glycan Chemical compound CC.CC KOWXKIHEBFTVRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N propane;prop-1-ene Chemical group CCC.CC=C JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 230000000391 smoking effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- 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
- F25J3/0204—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
- F25J3/0204—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
- F25J3/0219—Refinery gas, cracking gas, coke oven gas, gaseous mixtures containing aliphatic unsaturated CnHm or gaseous mixtures of undefined nature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—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
- F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
-
- 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
- F25J2210/12—Refinery or petrochemical off-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
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- 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
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
I الملخص: يكشف الاختراع الراهن عن عملية لاستعادة recovery الإيثان ethane، الإثيلين ethylene، البروبان propane، البروبيلين propylene ومكونات هيدروكربونية ثقيلة heavier hydrocarbon components من تيار غازي هيدروكربوني hydrocarbon. وتشمل الطريقة المفضلة المستخدمة في السنوات الأخيرة لفصل التيار الغازي الهيدروكربوني hydrocarbon بشكل عام تزويد أجزاء على الأقل من التيار الغازي إلى عمود تجزئة fractionation tower يحتوي على مرجل إعادة غليان reboiler واحد على الأقل وغالبا مرجل إعادة غليان جانبي side reboiler واحد أو أكثر، يستخدم لتزويد العمود بالحرارة عن طريق سحب بعض السوائل من العمود وتسخينها لإنتاج أبخرة استخلاص تفصل المكونات الأكثر تطايرا عن المكونات المرغوبة. وعادة ما يدمج مرجل إعادة الغليان ومراجل إعادة الغليان الجانبية (إن وجدت) في نظام تبريد يجار التغذية لتوفير جزء على اش من التبريد اللازم من أجل تكثيف المكونات المرغوبة وذلك لتجزئتها لاحقا في عمود التقطير distillation column. وفي العملية وفقا للاختراع، يتم تعديل نظام إعادة الغليان في العمود بحيث يتم استخدام تيار سائل ناتج من التقطير liquid distillation واحد أو أكثر يتم الحصول عليه من نقطة في العمود تكون أعلى من تلك المستخدمة في نظام إعادة الغليان التقليدي، مما يؤدي إلى تزويد تيار أكثر برودة واحد أو أكثر إلى مرجل إعادة الغليان وهذا من شانه أنيتيح تبريد أكثر فعالية لتيارات التغذية مما يحسن فعالية استعادة المكونات المرغوبة. وبالاضافة إلى ذلك، تحتوي التيارات السائلة من العمود التي سحبت من نقطة عليا في العمود على كميات أكبر من المكونات الأكثر تطايرا، التي عند تبخيرها تعمل على استخلاص المكونات غير المرعوبة مثل ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide على نحو أفضل بدون خفض نسبة استعادة المكونات المرغوبة. ويعاد يجار التقطير المسخن إلى نقطة سفلية على عمود التجزئة تكون مفصولة عن نقطة السحب بمرحلة نظرية واحدة على الأقل.
Description
v hydrocarbon معالجة غاز هيدروكربوني
Jalsa ol) خلفية الاختراع البروبيلين 0002186 البروبان ethane الإيثان cethylene يمكن استعادة الإثيلين من مجموعة غازات heavier hydrocarbons مركبات هيدروكربونية ثقيلة Sis propane والغاز التخليقي refinery gas وغاز التكرير natural gas مثل تيارات الغاز الطبيعي «coal الفحم Jie أخرى hydrocarbon materials الناتجة من مواد هيدروكربونية synthetic gas ° tar sands رمال القار coil shale الطفل الزيتي cnaphtha النفثا ccrude oil الخام Cu
Sid عادة على مقدار أكبر من natural gas ويحتوي الغاز الطبيعي (lignite والليغنيت مول 78٠ laa يشكلان ethane والإيثان methane أي أن الميثان ethane والإيثان methane ويحتوي الغاز أيضاً على مقادير أقل natural gas على الأقل من الغاز الطبيعي mole «propane مثل البروبان heavier hydrocarbons نسبياً من مركبات هيدروكربونية ثقيلة ٠ وما شابه؛ بالإضافة إلى الههيدروجين pentanes مركبات البنتان cbutanes مركبات البيوثان وغازات أخرى. carbon dioxide وثاني أكسيد الكربون nitrogen والنتروجين hydrogen البروبيلين ethane الإيثان ethylene ويتعلق هذا الاختراع عمومآً باستعادة الإثيلين ثقيلة من هذه hydrocarbons ومركبات هيدروكربونية propane البروبان «propylene التيارات الغازية. والتحليل النموذجي للتيار الغازي المراد معالجته وفقاآً لهذا vo الاختراع؛ يدل على وجود المكونات التالية المحددة كميتها بنسبة مئوية مولية تقريبية؛ ما
AY
يلي : ميثان methane بنسبة 7١797,1؛ إيثان ethane ومكونات Cp أخرى (تحتوي على ذرتي كربون (carbon بنسبة 77,95 بروبان propane ومكونات ,© أخرى (تحتوي على ثلاث ذرات كربون (carbon بنسبة 7٠.05 أيزوبيوتان iso-butane بنسبة 16ر76 بيوتان عادي normal butane بنسبة١ 7,7 مركبات بنتان pentane ومركبات أعلى وزناً جزيئياً بنسبة Ze ° على أن يشكل النتروجين nitrogen وثاني أكسيد الكربون carbon dioxide باقي النسبة. Glial يوجد أيضاً غازات تحتوي على كبريت sulfur
وقد أدّت التقلبات الدورية التاريخية في أسعار الغاز الطبيعي natural gas ومكوناته السائلة Gla (NGL) إلى خفض القيمة المتزايدة للإيثان cethane الإثيلين cethylene البروبان propane البروبيلين propylene ومكونات أثقل كمنتجات سائلة. وقد دفع التنافس على الحصول ٠ على حقوق dalled) عمال تشغيل المصانع لزيادة قدرة المعالجة processing capacity وكفاءة الاستعادة recovery efficiency في وحدات معالجة الغاز gas processing plants القائمة إلى الحد الأقصى. وتشمل العمليات المتيسرة لفصل هذه المواد تلك العمليات التي تعتمد على تبريد الغاز وامتصاص الزيت oil absorption وامتصاص الزيت المبرد. وبالإضافة إلى ذلك؛ء أصبحت العمليات التي تجرى عند ظروف منخفضة درجة الحرارة cryogenic processes 1s رائجة بسبب توفر المعدات المجدية اقتصاديا والتي تنتج قدرة power وفي نفس الوقت تعمل على تمديد الغاز الذي تجرى معالجته واستخلاص الحرارة منه. واعتماداً على ضغط مصدر الغاز gas source وغنى الغاز gas richness (أي محتواه من الإيثان ethane الإثيلين ethylene والمركبات الهيدروكربونية (heavier hydrocarbons ALE والمنتجات النهائية end products
المرغوبة؛ يمكن استخدام أي من هذه العمليات أو توليفة منها. 7 وفي الوقت الحاضر تفضّل fale عملية التمدد التبريدي cryogenic expansion لاستعادة سوائل الغاز الطبيعسي natural gas liquids لما تزوده من بساطة قصوى في سهولة التشغيل up انهاه ومرونة التشظشغيل operating flexibility والكفاءة الجيدة good efficiency والسلامة safety والوثوقية reliability الجيدة. وقصف براءات الاختراع vo الأمريكية أرقا 4 الاداف ككة الااك (£)ACAYA 44 اماف CETYA£OY AT
(E0YAAYE حثبلااحتف كحك اافتك اأتتنكفمتك YY £1( مم ماك 1/8 م متا 0 د م ا لاممعدم OYYIVIY (00TAVYY 1480لا #181514 و OAT TVA وبراءة الاختراع الأمريكية رقم 4068© التي أعيد إصدارها برقم 7141-75/110607© cally براءة الاختراع قيد النظر رقم (AJ OEY 0 والذي هو الآن عبارة عن براءة الاختراع الأمريكية رقم 59877114 عمليات وثيقة الصلة (مع أن وصف هذا الاختراع يعتمد في بعض الحالات على ظروف dallas تختلف عن تلك الموصوفة في براءات الاختراع والطلبات الأمريكية المذكورة). وفي عملية استعادة نموذجية بالتمدد التبريدي؛ يبرد تيار تغذية غازي تحت الضغط عن طريق التبادل الحراري مع تيارات أخرى للعملية و/أو مصادر تبريد خارجية Jie نظام ٠ لضغط وتبريد البروبان propane وعندما يبرد Glad) يمكن تكثيف السوائل وجمعها في فاصل separator واحد أو أكثر على شكل سوائل عالية الضغط تحتوي على بعض المكونات المرغوبة التي تحتوي على ذرتي كربون carbon أو أكثر (0:7). ويمكن تمديد السوائل عالية الضغط لخفض ضغطها وتجزئتهاء اعتمادا على غنى الغاز ومقدار السوائل المتكونة. ويؤدي التبخير الذي يحدث أثناء تمدد السوائل إلى تبريد التيار بصورة إضافية. وفي بعض الظروف؛ vo .قد يُرغب بتبريد السوائل عالية الضغط مسبقاً قبل إجراء التمدد لخفض درجة الحرارة الناتجة من التمدد بصورة إضافية. my التيار الممدد؛ الذي يشتمل على مزيج من السوائل والأبخرة في عمود تقطير distillation column (نازعة ميثان (demethanizer . وفي العمودء يقطر التيار (التيارات) المبرد بالتصدد لفصل الميثان methane والنتروجين nitrogen المتبقيين وغازات متطايرة أخحرى كبخار علوي coverhead vapor عن المكونات Ye المرغوبة ي و ي© والمكونات الهيدروكربونية الثقيلة heavier hydrocarbon components الناتجة كمنتج سائل سفلي. وإذا لم يكثف غاز التغذية بشكل كلي (وعادة لا يحدث ذلك) يمكن إمرار جزء على الأقل من البخار المتبقي من التكثيف الجزئي partial condensation خلال آلة machine أو محرك engine تمدد تشغيلي أو صمام تمدد؛ للحصول على ضغط Jil عنده يتم تكثيف السوائل ve الإضافية نتيجة لتبريد التيار بصورة إضافية. ويكون الضغط بعد التمدد Silas بصفة جوهرية AT
; لضغط تشغيل عمود التقطير. وتزود الأطوار البخارية والسائلة المدمجة الناتجة من التمدد كتيار تغذية إلى العمود. وفي السنوات الأخيرة؛ شملت العمليات المفضلة لفصل المركبات الهيدروكربونية hydrocarbons تغذية التيار البخاري السائل الممدد هذا عند نقطة تغذية في منتصف العمود؛ على أن يكرّر تقطير rectification الطور البخاري بشكل إضافي في القسم م٠ العلوي لعمود الامتصاص.
ويكون مصدر تيار الترجيع reflux stream لقسم تكرير التقطير العلوي عادة عبارة عن جزء البخار المذكور أعلاه المتبقي بعد التكثيف الجزئي partial condensation لغاز التغذية والمسحوب قبل التمدد التشغيلي. ويمكن توفير مصدر بديل لتيار الترجيع العلوي من تيار معاد التدوير للغاز المتبقي المزود تحت الضغط. وبصرف النظر عن مصدره؛ يبرد التيار البخاري ve هذا عادة لتكثيفه فعلياً عن طريق التبادل الحراري heat exchange مع تيارات أخرى Abad] Si المنتجات العلوية الباردة من عمود التجزئة. ويمكن دمج بعض أو كل السائل مرتفع الضغط الناتج من التكثيف الجزئي لغاز التغذية مع هذا التيار البخاري قبل التبريد. ثم يمدد التيار الناتج a TACHA بصورة فعلية من خلال أداة تمدد مناسبة؛ مثل صمام تمدد؛ حتى يصل ضغطه إلى ضغط تشغيل نازعة الميثان .demethanizer وأثناء التمددء يتبخر عادة جزء 0s .من السائل؛ مما يؤدي إلى تبريد التيار الكلي. ثم يزود التيار الممدد بشكل خاطف flash expanded stream إلى نازعة الميثان demethanizer في صورة تيار تغذية علوي. وعادة؛ يندمج الجزء البخاري للتيار الممدد والبخار العلوي لنازعة الميثان demethanizer في قسم فاصل علوي في عمود التجزئة كمنتج غازي متبقي من الميثان methane وبدلاً من ذلك؛ قد يزود التيار المبرّد والممدد إلى فاصل للحصول على تيار بخاري وتيار oil حيث يدمج © > البخار بعد ذلك مع المنتجات العلوية للعمود ويزود السائل إلى العمود في صورة تيار
تغذية علوي للعمود. ويتمثل هدف هذه العملية في إجراء فصل FLAY غاز متبق منصرف من العملية يحتوي على كل الميثان methane الموجود في غاز التغذية بصفة جوهرية ويخلو من أي مكونات تحتوي على ذرتي كربون carbon ومكونات هيدروكربونية ثقيللة heavier hydrocarbon components Yo بصفة أساسية؛ ولإنتاج جزء منتجات سفلية منصرف من AN
ل نازعة الميثان demethanizer يحتوي على كل مكونات «Cp ومكونات هيدروكربونية ثقيلة heavier hydrocarbon components بصفة جوهرية ويخلو من الميثان methane أو المكونات الأكثر تطايرآ بصفة أساسية وفي نفس الوقت يفى بمواصفات الوحدة بالنسبة لأقصى محتوى مسموح به من ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide ويؤمن هذا الاختراع طريقة لتزويد وحدة © صناعية جديدة أو لتحسين وحدة معالجة قائمة لتحقيق هذا الفصل بتكلفة رأسمالية capital cost منخفضة faa عن طريق خفض حجم نظام معالجة المنتج المستخدم لإزالة ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide أو إلغاء الحاجة إليه. Yous من ذلك؛ يمكن استخدام العملية Gy لهذا الاختراع؛ سواء طبقت في مرفق facility جديد أو عذلت لاستخدامها في وحدة المعالجة القائمة؛ لاستعادة المزيد من مكونات Cp ومكونات هيدروكربونية ثقيلة heavier hydrocarbon components في - المنتج السائل السفلي عند تركيز معين من SB أكسيد الكربون carbon dioxide في غاز التغذية مقارنة مع أنظمة المعالجة الأخرى.
iy لهذا الاختراع؛ وجد أنه يمكن المحافظة على نسب استعادة لمكونات ,© تزيد عن 784 مع المحافظة على محتوى لثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في المنتج السائل السفلي بحيث يكون مطابقاً للمواصفات المطلوبة مع طرح الميثان methane كلية في التيار ve الغازي المتبقي بصفة أساسية. ومع أن الاختراع الراهن يطبق عند ضغوط منخفضة ودرجات حرارة دافثة؛ إلا أنه يكون مفيدآ بشكل خاص عند معالجة غازات التغذية تحت ضغوط في المدى من 4197 إلى 1846 كيلوباسكال مطلق Te) إلى ٠٠٠١ رطل/بوصة' مطلق (psia أو عند ضغوط أعلى في ظروف تتطلب
درجات حرارة تبلغ (GY 0m) SAE EE أقل لمنتجات العمود العلوية.
7 ويستخدم هذا الاختراع نظام مرجل إعادة غليان معدل يمكن استخدامه في أي نوع من أنظمة استعادة سائل الغاز الطبيعي NGL وعند استخدام مرجل إعادة غليان تقليدي أو جانبي في عمود تقطيرء يسحب التيار السائل الكلي المتدفق أسفل العمود من العمود ويمرر من خلال مبادل حراري ثم يعاد إلى العمود عند نفس النقطة بصفة أساسية. وفي نظام مرجل إعادة الغليان المعدل هذاء يسحب جزء من BL المتدفق أسفل العمود من نقطة أعلى في العمود؛
vs أي تكون مفصولة عن نقطة الإعادة بمرحلة نظرية واحدة على الأقل. ومع أنه قد يخفض
AT
A
وقد يكون له مزايا تحسين الاستعادة أو sale معدّل تدفق السائل؛ إلا أنه يكون أشد برودة خفض حجم المبادل. ولقد وجد أنه عندما يطبق الاختراع الراهن على عمليات استعادة سائل الغاز الطبيعي واحدة A she وفقاً للتقنية السابقة؛ فإنه يُحسن استعادة مكونات بح والمكونات الثقيلة بنسبة NGL عندما يُرغب بخفض محتوى ثاني Tan أو اثنتين. ومع هذا يكون التحسين في الاستعادة كبيرآً الذي تم استعادته. وتؤدي NGL في منتج سائل الغاز الطبيعي carbon dioxide أكسيد الكربون أيضاً إلى استعادة NGL في وحدة تقليدية لاستعادة سائل الغاز الطبيعي ethane استعادة الإيثان الموجود في غاز التغذية نظرآ لأن carbon dioxide جزء على الأقل من ثاني أكسيد الكربون من ناحية ethane والإيثان methane يقع بين الميثان carbon dioxide ثاني أكسيد الكربون تزيد نسبة cethane ولذلك؛ عندما تزيد نسبة استعادة الإيثان crelative volatility التطاير النسبي ٠١ وباستخدام NGL في منتج سائل الغاز الطبيعي carbon dioxide استعادة ثاني أكسيد الكربون لهذا الاختراع؛ وجد مقدمو الطلب أنه بالإمكان تحسين Gay نظام مرجل إعادة الغليان المعدل بصورة كبيرة مقارنة مع استخدام NGL في منتج سائل الغاز الطبيعي ethane استعادة الإيثان أنظمة مرجل إعادة الغليان التقليدية أو الجانبية عندما يعاد الغليان في العمود لاستيفاء محتوى
NGL المرغوب في منتج سائل الغاز الطبيعي carbon dioxide ثاني أكسيد الكربون ٠ 0 5 ٍ والرسوم BY ولفهم هذا الاختراع على نحو أفضل؛ ينبغي الرجوع إلى التالية حيث: في وحدة معالجة غاز طبيعي flow diagram مخطط سير المراحل Cu : ١ الشضكل عند درجات حرارة منخفضة وفقاآً للتقنية السابقة؛ 7 مخطط سير المراحل في وحدة معالجة غاز طبيعي مكيفة بديلة ody الشكل ؟ عند درجات حرارة منخفضة وفقآً للتقنية السابقة؛
Lis مخطط سير المراحل يوضح كيفية تكييف وحدتي المعالجة oy J: ٠ الشكل لهذا Lily و ؟ للحصول على وحدة معالجة غاز طبيعي ١ للشكلين الاختراع؛ Yo
AT
الشكل ؛ : يبيّن مخطط سير المراحل يوضح تكييف بديل للوحدتين وفقآ للشكلين ١ و Y للحصول على وحدة معالجة غاز طبيعي hy لهذا الاختراع؛ الشكل 0 : يبين مخطط سير المراحل يوضح كيفية تطبيق عملية بديلة وفقا للتقنية السابقة للحصول على وحدة معالجة غاز طبيعي وفقاً لهذا الاختراع؛ ٠ه الشكل ١ : مخطط يوضح نظام مرجل إعادة غليان معدل وفقاً لهذا الاختراع معد لوحدة معالجة Cus يشتمل النظام على نظام مثعب حراري ¢thermosiphon system الشكل 7 : مخطط يوضح نظام مرجل sale) غليان معدل وفقآً لهذا الاختراع معد لوحدة معالجة dus يشتمل النظام على نظام ضخ ¢pumped system Ve الشكل A : مخطط يوضح نظام مرجل إعادة lle معدل By لهذا الاختراع معد لوحدة معالجة حيث يشتمل النظام على نظام ضخ؛ و q Jil : مخطط يوضح نظام مرجل إعادة غليان معدل Tg لهذا الاختراع معد لوحدة معالجة حيث يشتمل النظام على نظام عمود تجزئة .split column system وفي الشرح التالي للأشكال المبينة أعلاه؛ زوّدت جداول تلخص معدلات التتفق flow rates المحسوبة في ظروف Adee نموذجية. وفي الجداول المبينة؛ قربت معدلات التدفق (بوحدة رطل مول/ساعة) إلى أقرب عدد صحيح للسهولة. وعادة تشمل معدلات التدفق للتيار JS المبينة في الجداول كافة المكونات غير الهيدروكربونية non-hydrocarbon components ولذلك تكون عادة أكبر من مجموع معدلات تدفق تيار المكونات الهيدروكربونية أ hydrocarbon components وتكون درجات الحرارة المشار إليها عبارة عن قيم تقريبية مقربة لأقرب درجة مئوية. وينبغي كذلك إدراك أن حسابات تصميم العملية التي أجريت لغعفرض مقارنة العمليات المصورة في الأشكال تعتمد على افتراض عدم وجود تسرب حراري من المحيط إلى العملية أو بالعكس. وتجعل نوعية مواد العزل insulating materials المتوفرة تجارياً هذا الافتراض معقولاً faa وسهل الاستخدام عادة من قبل أولئك المتمرسين ve بالتقنية. AT
وصف التقنية السابقة
(Jig الشكل ١ مخططاً لسير Jal je العملية يوضح تصميم وحدة معالجة يستخدم لاستعادة المكونات التي تحتوي على ذرتي كربون carbon أو أكثر (C57) من الغاز الطبيعي قوع natural باستخدام العملية وفقآ للتقنية السابقة المذكورة في براءة الاختراع الأمريكية 0 4157904. ونظراً لأنها وحدة ضخمة ومصممة لمعالجة ١ بليون قدم مكعب من غاز التغذية (La gy فإنه ينبغي تشكيل نازعة الميثان demethanizer (عمود التجزئة) من قسمين؛ عمود امتصاص (VV) absorber column وعمود استخلاص stripper column )14( وبتتبع سير العملية؛ Jay غاز إلى الوحدة عند ٠م (GAY) وتحت ضغط مقداره 4 كيلوباسكال مطلق (71 رطل/بوصة' مطلق) في صورة تيار (FY) وإذا احتوى ٠١ الغاز الداخل على مركبات كبريت sulfur بتركيز قد يمنع التيارات AGN من استيفاء المواصفات المطلوبة؛ تزال مركبات الكبريت sulfur عن طريق معالجة غاز التغذية معالجة تمهيدية على نحو ملائم (غير موضحة في الرسم). وبالإضافة إلى ذلك؛ ينزع الماء dehydrate عادة من تيار التغذية لمنع تشكل الهيدرات (zB) hydrate في الظطروف
منخفضة درجة الحرارة. وقد يستخدم عامل تجفيف desiccant صلب لهذا الغرض Bale ويبرد تيار التغذية (YY) في مبادل )٠١( عن طريق التبادل الحراري مع غاز متبقي بارد عند -7/8ا,7لأم (-49 ف) (التيار (ITY وسوائل مرجل sale الغليان لنازعة الميشان demethanizer عند حدم م (a ١( (التيار 7؛) وسوائل مرجل إعادة الغليان الجانبي السفلي لنازعة الميثان demethanizer عند =+ 0,* at (-5 ف) (التيار )8( وسوائل مرجل إعادة الغليان الجانبي العلوي لنازعة الميثان demethanizer عند -4لار لام (-4 ف) (التيار 460). ويلاحظ أنه في جميع الحالات؛ يمثل المبادل )٠١( بعدة مبادلات حرارية مفردة أو مبادل حراري heat exchanger مفرد متعدد التمريرات أو a توليفة منها. (ويعتمد قرار تحديد استخدام أكثر من مبادل حراري واحد لمرافق التبريد المشار إليها على عدد من العوامل؛ من ضمنها على سبيل المثال لا الحصر معذل تدفق الغاز الداخل وحجم المبادل الحراري ودرجات حرارة التيار...إلخ). ويدخل التيار المببرّد (١؟!) الفأصل )١١( ve عند (GAYS) LIFT وتحتث ضغ ط مقداره 4157 كيلوباسكال مطلق AY
١ ci عن السائل (FY رطل/بوصة” مطلق) حيث يفصل البخار (التيار TY) (Yo (التيار (TE و TY) إلى تيارين (VY) المنصرف من الفاصل (VY البخار (التيار Tan
Ci TAG الذي يحتوي على حوالي 718 من البخار الكلي مع السائل (YY) ويدمج التيار بحيث يتبادل (VY) من خلال مبادل حراري (V7) التيار المدمج Hag .)١١( .من الفاصل ٠ مما يؤدي إلى تبريد (TV) demethanizer الحرارة مع التيار البخاري العلوي لنازعة الميثان التيار وتكثيفه بصورة جوهرية. ثم يمدد التيار المتكّف بصورة جوهرية )177( عند خاطفاً من خلال أداة تمدد مناسبة؛ مثل صمام تمدد Tyas ف) ١ م (-حة o— كيلوباسكال مطلق YYAT إلى أن يصسل ضغطه إلى ضغط التشغيل الذي يساوي (VY) لعمود التجزئة. وأثناء التمدد. يير (VY) رطل/بوصة' مطلق) لعمود الامتصاص YY). جزء من التيارء مما يؤدي إلى تبريد التيار الكلي. وفي العملية الموضحة في الشكل ٠؛ تصل م٠١, 7- إلى (OF) المنصرف من صمام التمدد (OFT) درجة حرارة التيار الممدد (VY) المنطقة العلوية لعمود الامتصاص AVY ف) ثم تزود إلى قسم فصل ١٠١٠-( في قسم ١ وتصبح السوائل المفصولة عبارة عن التغذية العلوية المزودة إلى المرحلة النظرية وفقاً لبراءة (Vo ويشار إلى توجيه بديل للسائل المنفصل (التيار (VY) تكرير التقطير ١ الاختراع الأمريكية 4778457 بخط متقطع بواسطته يمدد جزء على الأقل من السائل حتى عن طريق Lui رطل/بوصة' مطلق) YT) يصل ضغطه 77976 كيلوباسكال مطلق الذي يزود لاحقاً إلى قسم (Ye) لإنتاج التيار (Fo) التيار Sd مما (V1) صمام التمدد استخلاص ay ae عند نقطة تغذية سفلية أو إلى (VY) تكرير تقطير في عمود الامتصاص )١( - ٠ عند نقطة تغذية علوية. وتدخل النسبة المتبقية من البخار والتي تعادل 787 من الفاصل )١١( (التيار ؛ ) إلى آلة تمدد تشغيلي Cua (VE) تستعاد الطاقة الميكانيكية mechanical energy من هذا الجزء للتغذية dle الضغط. وتعمل الآلة (VE) على تمديد البخار بشكل ثابت القصور الحراري isentropically بصفة جوهرية من ضغط يبلغ حوالي £V0A كيلوباسكال مطلق ve (©10 رطل/بوصة' مطلق)؛ إلى ضغط يبلغ YY Wa كيلوباسكال مطلق AT
بل
YTY) رطل/يوصة' مطلق)؛ على أن تبرد آلة التصدد التشغيلي التيبار الممدد (4 ؟أ) إلى درجة حرارة تساوي -78,77أم (WYO) تقريباً. وتكون أجهزة التمدد التقليدية المتوفرة Glad قادرة على استعادة من 788-86 من الشغل المتوفر نظرياً في تمدد lie ثابت القصور الحراري. وغالباً ما يستخدم الشغل الذي تم استعادته لتشغيل ضاغط طاردي centrifugal compressor ٠ (مثل المادة (Vo الذي يمكن استخدامه لإعادة ضغط الغاز المتبقي (التيار YY ج)؛ على سبيل المثال. ويزود التيار الممدد والمتكثّّف جزئياً (؛ ؟أ) كتيار تغذية
إلى عمود التقطير عند نقطة تغذية سفلية Jiu) المرحلة النظرية ١ في هذه الحالة). وتزود السوائل (التيار (VA من did عمود الامتصاص (VY) عند - رهام (-72"١٠ف) عن طريق مضخة (VA) إلى عمود استخلاص )19( عند نقطة تغذية ٠ علوية (التيار (IVA ويكون ضغط تشغيل عمود الاستخلاص )19( (الذي يساوي YYT0 كيلوباسكال مطلق YET) رطل/بوصة”' مطلق)) Sa Bel من ضغط تشغيل عمود الامتصاص (VY) بحيث يزوّد فرق الضغط بين العمودين قوة دافعة لتدفق الأبخغرة Ala) (التيار (FA عند -17,لاهام (VY) من أعلى عمود الاستخلاص (V4)
إلى نقطة التغذية السفلية على عمود الامتصاص (VY)
Vo وتكون نازعة الميثان demethanizer في عمود الامتصاص (VV) وعمود الاستخلاص (V9) عبارة عن عمود تقطير تقليدي يحتوي على مجموعة صواني trays متباعدة بشكل رأسي أو صينية محشوّة packed tray واحدة أو أكثر أو توليفة معينة من الصواني والحشوات. وكما هو الحال غالبا في وحدات معالجة الغاز الطبيعي natural gas processing plants قد يتكون عمود الامتصاص من قسمين: القسم العلوي (VY) الذي يكون عبارة عن فاصل حيث fa © تيار التغذية العلوي المبخّر Lida إلى أجزاء سائلة وبخارية خاصة به وحيث يدمج البخار المتصاعد من قسم التقطير أو تكرير التقطير السفلي (VY) مع الجزء البخاري (إن وجد) لتيار التغذية العلوي لتشكيل تيار تقطير بارد من الغاز المتبقي (YY) يخرج من Jeb العمود. ويحتوي قسم تكرير التقطير السفلي (VY) وعمود الاستخلاص )٠4( على صواني و/أو حشوات ويزودان التلامس الضروري بين السوائل المتدفقة نحو الأسفل والأبخرة الصاعدة AT)
ا للأعلى. ويشتمل عمود الاستخلاص (V4) أيضاً على dale إعادة غليان تسخّن وتبحّر أجزاء السوائل المتدفقة أسفل العمود لتزويد أبخرة استخلاص تتدفق أعلى العمود. ويخرج المنتج السائل (التيار £7( من أسفل العمود عند )2,0 (7؛ ف)؛ facie) على المواصفات المألوفة لنسبة الميثان methane إلى الإيثان ethane والتقي تساوي ف Vie YY على أساس مولي في المنتج السفلي ويضخ في المضخة )٠١( حتى يبلغ ضغطه حوالي 7497© كيلوباسكال مطلق )004 رطل/بوصة' مطلق) (التيار 7؛أ). (ويضبط ضغط التفريغ discharge pressure للمضخة Sole بناءا على الجهة المقصودة النهائية للمنتج السائل وعادة يتدفق المنتج السائل للتخزين ويضبط ضغط تفريغ المضخة لمنع أي تبخر للتيار )187( عندما lay إلى درجة حرارة الجو المحيط). Da ً الغاز المتبقي (التيار (VY باتجاه معاكس لغاز التغذية الداخل في (أ) مبادل حراري (VY) حيث يسخن إلى a VY, VAS (-19 ف) (التيار (ITY و (ب) مبادل حراري )٠١( حيث يسخن إلى ١771م (7/9,00أف) (التيار 7١7 ب) و (ج) مبادل حراري )7١( حيث يسن إلى ERY ام ١٠١١( ف) (التيار ١7ج). ثم يعاد ضغط الغاز المتبقي على مرحلتين. وتكون المرحلة الأولى عبارة عن الضاغط (Vo) الذي تديره آلة التمدد (VE) ١ وتكون المرحلة الثانية عبارة عن الضاغط (YY) الذي يديره مصدر قدرة إضافي. وبعد أن يبرد التيار (7ه) إلى درجة حرارة تبلغ 0١3,7أم (G10) (التيار (SY عن طريق (YT) Sd) وإلى درجة حرارة تبلغ 7056م (AAT) عن طريق المبادل الحراري (TV) يتدفق منتج الغاز المتبقي (التيار (SY إلى خط أنابيب المبيعات sales pipeline عند ضغط مقداره )£70 كيلوباسكال مطلق (7171 رطل/بوصة' مطلق)؛ بحيث يكون هذا الضغط LS © الاستيفاء متطلبات الخط (بحدود الضغط الداخلي عادةً). ويبين الجدول التالي ملخص معدّلات تدفق التيار واستهلاك الطاقة للعملية الموضحة في الشكل :١ ض AN
¥ الجدول ١ )١ os) ملخص معدّلات تدفق التيار (رطل.مول/ساعة) مركبات بيوتان ثاني أكسيد الميثان الإيثان البروبان butanes الكربون التيار : الإجمالي propane ethane methane ومركبات اعلى carbon وزنا جزيئياً dioxide 1 17 18 م7 113 ٠١٠4 73 ١7781 aq.
Vey AVY §01¢ YIA44Y YY oly Vat 171 Yo 71 " م vy 7 مم ١5١ لل YAY 14 VY. 1 ¥iva 117 ve ل ٠١7 ١٠١١ ¥A 76 م 111 YAYYY £1Y Yq اك 1 ١164 94 ١ ١ 8 8م ا Yo Vest كم Yovoo vv 1777 ل ل ¢ TAY ل Yeo 31 ف Yo ١6١ بم TARY نسب الاستعادة * الإيثان ethane م7 البروبان propane ' 8م مركبات البيوتان butanes ومركبات أعلى Gy جزيئياً م السقدرة الحصانية ضغط الغاز المتبقي | 4 م *(على أساس معدذّلات تدفق غير مقرّبة) AY
وكما هو مبين في الجدول ١؛ حققت العملية Gly للتقنية السابقة الموضتحة في الشكل ١ نسبة استعادة للإيثان ethane بلغت 784,89 باستخدام القدرة الحصانية الإنضغاطية المتوفرة للغاز المتبقي (والتي بلغت +500؛ حصان بخاري كحد أقصى). غير أن تركيز ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في منتج الإيثان ethane (تيار الميثان methane والإيثان ethane وثاني م أكسيد الكربون carbon dioxide الناتج عند تجزئة المنتجات السفلية السائلة aay لفصل المكونات التي تحتوي على ذرتي كربون carbon ومكونات بوزن جزيئشي أقل عن المكونات التي تحتوي على ثلاث ذرات كربون carbon والمكونات الهيدروكربونية hydrocarbon components ذات الوزن الجزيثي الأعلى) بلغ 484 مول؛ وهذه القيمة تجاوزت المواصفات التي حددها مالك الوحدة الصناعية والتي ينبغي أن تبلغ أقصى قيمة لها ZT ٠ مول. وبالتالي؛ سيتطلب هذا التصميم للوحدة إضافة نظام معالجة لإزالة ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide من المركبات الهيدروكربونية hydrocarbons لإنتاج منتج سائل قابل للتسويق. وتوجد عدة خيارات لإزالة ثاتي أكسيد الكربون carbon dioxide (عن طريق معالجة غاز التغذية الداخل أو معالجة المنتج السائل الكلي أو معالجة منتج الإيثان ethane بعد التجزئة...إلخ)؛ إلا أن جميع هذه الخيارات لن تزيد فقط من التكلفة الرأسمالية للوحدة ve (بسبب تكلفة تركيب نظام المعالجة) ولكن ستزيد أيضاً من نفقات تشغيل الوحدة
(بسبب استهلاك الطاقة والمواد الكيميائية في نظام المعالجة). وتتمثل إحدى طرق المحافظة على منتج الإيثان ethane ضمن المواصفات المرغوبة لثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في تشغيل نازعة الميثان demethanizer بحيث يستخلص ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide من المنتج السفلي السائل عن طريق إضافة المزيد من © حرارة مرجل إعادة الغليان إلى العمود باستخدام مراجل إعادة غليان جانبية و/أو سفلية. ويمتل الشكل ١ نظام تشغيل بديل من هذا القبيل للعملية المبينة في الشكل .١ وقد طبقت العملية وفقآ للشكل ؟ على تركيب غاز التغذية نفسه والظروف نفسها كما وصف أعلاه بالنسبة للشكل .١ غير أنه وبتتبع العملية GE للشكل oY ضبطت ظروف تشغيل العملية للتحكم بدرجة الحرارة في قاع عمود الاستخلاص 3 ( بحيث يكون محتوى ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في
vo منتج الإيثان Bilas ethane للمواصفات.
AY
وبتتبع هذه العملية؛ كما هو الحال بالنسبة للعملية Gg للشكل ١؛ تم اختيار ظروف التشغيل للمحافظة على أعلى مستوى استعادة للإيثان ethane قدر الإمكان بدون تجاوز القدرة الحصانية الانضغاطية المتوفرة للغاز المتبقي. حيث يُبرد تيار التغذية (FY) في مبادل )٠١( عن طريق التبادل الحراري مع الغاز المتبقي البارد عند = VA (-17 ف) (التيار (ry
(£Y عند ١٠٠٠م )04( (التيار demethanizer الميثان de JW الغليان sale) وسوائل مرجل ٠
وسوائل مرجل إعادة الغليان الجانبي السفلي لنازعة الميثان demethanizer عند ,م
(GTA) (التيار ١؛) وسوائل مرجل إعادة الغليان الجانبي العلوي لنازعة الميشان
Jalil (I¥1) عند -8 ,“ام (-؟© ف) (التيار 560). ويدخل التيار المبرّد demethanizer
)1( عند -8لا,/ا# ام (-27اف) وتحت ضغط مقداره 4137 كيلوباسكال مطلق
a TAG عن السائل (YY (1300رطل/بوصة' مطلق) حيث يفصل البخار (التيار ٠ (Yo (التيار
ويجزاً البخار (PY al) المنصرف من الفاصل )١١( إلى تبارين (YF) و (TE) ويُدمج التيار (YY) الذي يحتوى على حوالي 7٠١7 من البخار الكلي؛ مع ESE JL) من الفاصل .)١١( ويمر التيار المدمج (+“) خلال المبادل الحراري (VY) بحيث يتبادل الحرارة
ve مع التيار البخاري العلوي لنازعة الميثان (VV) demethanizer مما يؤدي إلى تبريد التيار وتكثيفه بصورة جوهرية. ثم يمدد التيار المتكثٌّف جوهرياً (6؟!) تمديداآً Uhl عند -1,11أم (-717ف) خلال صمام التمدد (V1) وعندما يمدّد lal بحيث يصبح ضغطه مساوياً لضغط تشغيل عمود الامتصاص (VY) الذي يبلغ YY EA كيلوباسكال مطلق YY) رطل/بوصة' مطلق)؛ فإنه يبرد إلى درجة حرارة تساوي تقريباً = oY oY, (-7١٠ف) »| (التيار (FT ويزود التيار الممدد (FT) إلى العمود في صورة تيار تغذية علوي.
وتدخل النسبة المتبقية من البخار والتي تعادل 787 من الفاصل )١١( (التيار 4 ؟) إلى Al تمدد تشغيلي (VE) حيث تستعاد الطاقة الميكانيكية من هذا الجزء للتغذية عالية المضغط. وتعمل الآلة (V€) على تمديد البخار بشكل ثابت القصور الحراري isentropically بصفة جوهرية من ضغط يبلغ حوالي EVYY كيلوباسكال مطلق (lhe "Hash; Ter) إلى
vo ضغط تشغيل عمود الامتصاص (VV) والذي يبلغ 48 77 كيلوباسكال مطلق AY
VY
رطل/بوصة' مطلق)؛ على أن تبرّد آلة التمدد التشغيلي التيار الممدد )178( إلى TY) ويزود التيار الممدد والمتكفّ_ف Luu (CV VAS) SAT FY درجة حرارة تساوي جزئياً (؛أ) كتيار تغذية إلى عمود التقطير عند نقطة تغذية سفلية. (VY) sabia ial apse Jif المنصرفة من (FA Ll) وتزود السوائل إلى عمود استخلاص )19( عند نقطة (VA) عن طريق مضخة (GY em) عند <-24,44م © 17١١7 ويكون ضغط تشغيل عمود الاستخلاص (؟١) الذي يساوي (IPA تغذية علوية (التيار رطل/بوصة' مطلق) أعلى قليلاً من ضغط تشغيل عمود الامتصاص YY) كيلوباسكال مطلق بحيث يؤدي فرق الضغط بين العمودين إلى توليد قوة دافعة لتدفق الأبخرة العلوية (VY) إلى نقطة التغذية (V4) من أعلى عمود الاستخلاص (GV VAS) عند -87,37/أم (FR (التيار (VY) السفلية على عمود الامتصاص ٠ ف). 51( AVY عند (V9) ويخرج المنتج السائل (التيار £7( من أسفل العمود حتى يصل ضغطه إلى حوالي 797 كيلوباسكال مطلق )7١( ويضخ هذا التيار في المضخة بصورة معاكسة (VV الغاز المتبقي (التيار Das (IEF رطل/بوصة” مطلق) (التيار 550( (37) حيث يسخن إلى -1,11لام (VF) لغاز التغذية الداخل في )1( مبادل حراري (التيار (GV) A YY حيث يسخن إلى )٠١( و (ب) مبادل حراري (IVY (التيار ve (التيار ١؟ج). ثم (SY) م FATE إلى Ga حيث (YY) و (ج) مبادل حراري (TY (Vo) يعاد ضغط الغاز المتبقي على مرحلتين حيث تكون المرحلة الأولى عبارة عن الضاغط الذي يديره (YY) التمدد (؟١) وتكون المرحلة الثانية عبارة عن الضاغط AT الذي تديره التيار (1"ه) إلى درجة حرارة تبلغ 77ر ام Sy مصدر قدرة إضافي. وبعد أن (AR) Yee وإلى درجة حرارة تبلغ (YF) عن طريق المبرّد (5FY (التيار (Ge) © عن طريق المبادل الحراري (١7)؛ يتدفق منتج الغاز المتبقي (التيار ١؟ز) إلى خط أنابيب المبيعات عند ضغط مقداره )£70 كيلوباسكال مطلق (771 رطل/بوصة” مطلق). ويبين الجدول التالي ملخص معدّلات تدفق التيار واستهلاك الطاقة للعملية الموضحة في الشكل ؟:
AT
\A الجدول ؟ )» (لشكل ملخص معدّلات تدفق التيار (رطل.مول/ساعة) مركبات بيوتان ثاني أكسيد الكربون butanes الميثان الإيثان البروبان التيار ) الإجمالي carbon ومركبات أعلى propane ethane methane dioxide جزيئياً Gy 73 ٠.0 14 6 78 ا 8١ ١746 ب ا Very لاع 17717 YY
YY¢d 71 FAT viv v1 YY. Yo
YYYeY 171 2 173 AYA ما vv ٠١7/6 ALY yay AOA £014 490A vs ١١ YAS 1 74 61م 187 YA لال 51 ١ VY Yet TAY 4 ١77 YYVY no YOAA تخها د 5 ب 7 171 7 ° 1م ا 87/4 YYA 44 ١ Yoav 1 3 * نسب الاستعادة “78ص ethane الإيثان 287,71) propane البروبان 244,Y0 جزيئياً Gy ومركبات أعلى butanes مركبات البيوتان القدرة الحصانية 151 ضغط الغاز المتبقي *(على أساس معدذلات تدفق غير مقرّبة)
AT
V4
وكان تركيز ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في منتج الإيثان ethane بالنسبة للعملية Gi للشكل ١ مساوياً لِ 70,90 مول؛ وهذا يتطابق مع المواصفات التي حددها مالك الوحدة بشأن تركيز ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide الذي يتبغي أن تبلغ قيمته القصوى 4 مول. ومع هذا يلاحظ أن نسبة الميثان methane إلى الإيثان ethane المنتج السفلي م بلغت Viv, een A على أساس مولي؛ مقابل النسبة المسموح بها والتي تبلغ Vie YTV مما يشير إلى أن درجة الاستخلاص المفرط المطلوب للتحكم بمحتوى ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في المنتج السائل بلغت المستوى المطلوب. وبمقارنة نسب الاستعادة المعروضة في الجدولين ١ و ؟ يتبين أن تشغيل العملية Gy للشكل ؟ بهذه الكيفية لخفقض محتوى ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide منتج الإيثان ethane يؤدي إلى خفض نسبة Ve استعادة السوائل خفضاً ملموساً. وقد خفضت العملية وفقآً للشكل ¥ نسبة استعادة الإيثان ethane من 784,89 إلى 718,94 ونسبة استعادة البروبان propane من 795,0 إلى 793,7١ ونسبة استعادة مركبات البيوتان butanes والمركبات الأعلى Waa Gy من 44,77 إلى
د ان ويبرز عاملان عند تشغيل العملية Gy للشكل ١ يعملان على خفض نسبة استعادة vs السوائل من أسفل عمود الاستخلاص (V4) مقارنة مع العملية Ga للشكل .١ أولاً؛ عند رفع درجة الحرارة أسفل عمود الاستخلاص )1( من 1,١١ م (GET) العملية Gy للشكل ١ إلى “,٠م (CaO) في العملية Gay للشكل oF فإن درجات الحرارة عند كل نقطة في العمود تزداد بالنسبة إلى قيمها المقابلة في العملية وفقاً للشكل .١ وهذا يؤدي إلى خفض مقدار التبريد التي قد تزوده تيارات العمود السائلة (التيارات 4١ cf و (EY إلى Sle التغذية في © المبادل الحراري .)٠١( ونتيجة لذلك؛ تكون درجة حرارة تيار التغذية المبرّد (التيار ١؟أ) الداخل إلى الفاصل Jel )١١( وتبلغ -27,74أم (-77ف) بالنسبة للعملية وفقاً للشكل ١ مقابل LUE YY (-6+7 ف) للعملية وفقا للشكل ١ وهذا يؤدي بدوره إلى خفض احتجاز الإيثان ethane في عمود الامتصاص (VY) الذي يظهر من محتوى الإيثان ethane في التيار (FA) (معدل التدفق يبلغ 744١ رطل. مول/ساعة بالنسبة للعملية Gi للشكل ¥ مقابل 4774 ve رطل. مول/ساعة بالنسبة للعملية Gy للشكل (Lily .)١ تؤدي درجات الحرارة المرتفعة في AT)
Y. مما يؤدي (VY) إلى رفع درجات الحرارة في عمود الامتصاص (V3) عمود الاستخلاص (معدل تدفق (V4) إلى عمود الاستخلاص methane إلى دخول مقدار أقل من سائل الميثان رطل. ١١١7١ مقابل لكشلل Gy يبلغ 71847 رطل. مول/ساعة بالنسبة للعملية (FA) التيار السائل هذا لاحقاً عن methane وعندما يبخر الميثان .)١ مول/ساعة بالنسبة للعملية وفقاً للشكل طريق مراجل إعادة الغليان الجانبية والرئيسية المتصلة بعمود الاستخلاص (9١)؛ سيسهم عن السوائل carbon dioxide في استخلاص ثاني أكسيد الكربون methane بخار الميثان للشكل Gay في العملية methane المتدفقة أسفل العمود. وعندما يتوفر مقدار أقل من الميثان
OL) فإنه ينبغي تبخير المزيد من carbon dioxide لاستخلاص ثاني أكسيد الكربون استخلاص. ونظراً لأن نسبة التطاير النسبي لثاني أكسيد SUS في السوائل لتعمل ethane عامل ethane سيكون بخار الإيثان Tas متماثلة ethane والإيثان carbon dioxide الكربون Ve مما يقلل من كفاءة cmethane استخلاص ضعيف الفعالية بدرجة كبيرة مقارنة مع بخار الميثان الاستخلاص في العمود. الوصف التفصيلي ١ المثال لسير العملية وفقآً لهذا الاختراع. ويكون تركيب غاز التغذية Takada يوضح الشكل ؟ Vo
A والظروف المستخدمة في العملية الموضحة في الشكل © مطابقة لتلك المبينة في الشكل لتوضيح مزايا ١ للشكل Ea ووفقاً لذلك؛ يمكن مقارنة العملية وفقاً للشكل ¥ مع العملية هذا الاختراع. م٠٠٠٠ الغاز عند درجة حرارة مقدارها Jay oF للشكل Gy وبتتبع العملية رطل/بوصة' مطلق) في TIT) وتحت ضغط مقداره 4777 كيلوباسكال مطلق (GAT) © الحراري مع Jalal) عن طريق )٠١( المبادل (TY) ويبرد تيار التغذية (TY) صورة تيار وسوائل مرجل إعادة الغليان (FY الغاز المتبقي البارد عند -7,7/8ل7أم (-44 ف) (التيار ف) (التيار 7؛) وسوائل مرجل إعادة 70١( 2,3) = عند demethanizer لنازعة الميثان عند 000٠م (-؛ ف) (التيار ١؛) وجزء من demethanizer الغليان الجانبي لنازعة الميثان (£0 (التيار (GY YA) SAN AA= السوائل المنصرفة من أسفل عمود الامتصاص عند vo
AT
YA
STE E— عند درجة حرارة مقدارها )١١( إلى الفاصل (ITY) ويدخل التيار المبرد
Cun كيلوباسكال مطلق )147 رطل/بوصة” مطلق) 4١68 وتحت ضغط مقداره (Ago) ro عن السائل المتكثف (التيار (FY يفصل البخار (التيار إلى تيارين غازيين أول )١١( المنصرف من الفاصل (TY ويجزاً البخار (التيار من البخار الكلي؛ مع 7٠9 الذي يحتوي على حوالي (YY) ويدمج التيار (Ye) وثان (YY) ٠ لتشكيل التيار (37). ويمر التيار المدمج (731) خلال المبادل (Yo السائل المتكثف (التيار حيث يبرد (TY بحيث يتبادل الحرارة مع الغاز المتبقي البارد (التيار (VY) الحراري ثم يمدد التيار الناتج المتكثّف جوهريا )177( بشكل خاطف (GVA) Sag 44- إلى حتى يصبح ضغطه مساوياً لضغط تشغيل (VF) التمدد placa Jie خلال أداة تمدد مناسبة؛ رطل/يوصة” مطلق) FTV) الذي يبلغ 77849 كيلوباسكال مطلق (VY) عمود الامتصاص ٠ مما يؤدي إلى تبريد التيار الكلي. وفي العملية LAN تقريباً. وأثناء التمدد يبخر جزء من تصل درجة حرارة التيار الممدد (7“ب) المنصرف من صمام التمدد oF الموضحة في الشكل في صورة تيار (VY) ويزود إلى عمود امتصاص (S101) م٠١ ,37- إلى (VY) تغذية لأعلى العمود. ويدمج الجزء البخاري للتيار )277( إن وجد مع الأبخرة المتصاعدة من الذي يسحب من المنطقة العلوية (FV) مرحلة التجزئة العلوية للعمود لتشكيل تيار التقطير vo للعمود. يدخل البخار المتبقي بنسبة تبلغ 781 من (VE) وبالرجوع إلى التيار الغازي الثاني إلى آلة تمدد تشغيلي (؟١) حيث تسترجع الطاقة الميكانيكية من هذا الجزء لتيار )١١( الفاصل على تمديد البخار بشكل ثابت القصور الحراري (VE) التغذية مرتفع الضغط. وتعمل الآلة رطل/بوصة' مطلق) إلى ToT) جوهرياً من ضغط يبلغ حوالي 41648 كيلوباسكال مطلق © ضغط يبلغ حوالي 77849 كيلوباسكال مطلق (377 رطل/بوصة' مطلق)؛ على أن تبرد آلة تقريباً. (YY) ANY التمدد التشغيلي التيار الممدد )178( إلى درجة حرارة تساوي كتيار تغذية إلى عمود الامقصاص (IVE) Lisa وبعد ذلك يزوّد التيار الممدد والمتكف عند نقطة تغذية سفلية للعمود. (VV)
AN yy (Fo وبدلاً من ذلك؛ وكما هو مبين بالخط المتقطع؛ يمكن تمديد السائل المتكثف (التيار ل إلى ضغط ١ ) بشكل خاطف خلال أداة تمدد مناسبة؛ مثل صمام تمدد ( ١ ) من الفاصل ثم (Ive) لإنتاج التيار (Yo) تشغيل عمود الامتصاص (7١)؛ مما يعمل على تبريد التيار إلى عمود الامتقصاص (V7) يمكن تزويد التيار الممدد )170( المنصرف من صمام التمدد عند نقطة تغذية (V9) عند نقطة تغذية سفلية من العمود أو إلى عمود الاستخلاص (VY) علوية للعمود. إلى المضخة (VY) المنصرفة من قاع عمود الامتصاص (FA السوائل (التيار Jas وتضخ إلى ضغط أعلى (YAS) عند درجة حرارة مقدارها -88,88م (VA) ؛ 4)؛ الذي يحتوي على حوالي Lal) وتجزاً إلى جزأين. ويزود أحد الجزأين (PA Lal) عند نقطة تغذية علوية. (V4) من السائل الكلي؛ إلى عمود الاستخلاص Zoo, كيلوباسكال مطلق YFOA ويكون ضغط تشغيل عمود الاستخلاص )14( الذي يساوي بحيث يُولد (VY) من ضغط تشغيل عمود الامتصاص SUB lef رطل/بوصة” مطلق) FEY) عند درجة حرارة (FA فرق الضغط بين العمودين قوة دافعة تكفل تدفق الأبخرة العلوية (التيار ف) من أعلى عمود الاستخلاص )19( إلى نقطة التغذية السفلية ١77-( SAT مقدارها (VY) على عمود الامتصاص ويتجه الجزء الثاني (التيار 45؛)؛ الذي يحتوي على النسبة المتبقية من التيار السائل حيث يزوّد جزء من التبريد )٠١( والتي تبلغ 45 7؛ إلى المبادل الحراري (IVA) الذي ضخ ف) ويبحّر جزئياً. وبعد ذلك يزود التيار بعد ٠١-( A YAMS يسحّن إلى Lexie لغاز التغذية عند نقطة تغذية في منتصف العمود مفصولة عن (V4) تسخينه )160( إلى عمود الاستخلاص التيار (44) إلى العمود عن طريق مرحلة نظرية واحدة Laie نقطة تغذية علوية التي يدخل > © على الأقل. وفي هذه الحالة؛ يتدفق التيار المبخّر جزئياً إلى نفس النقطة على العمود التي في عمود A استخدمت للعودة إلى مرجل إعادة الغليان الجانبي العلوي (المرحلة النظرية للشكل ١؛ والتي تنخفض عن نقطة سحب التيار السائل في Gig الاستخلاص ؟١) في العملية نظام التجزئة (نقطة التغذية العلوية حيث يدخل التيار (4؛) إلى عمود بسبع مراحل نظرية. (V9 الاستخلاص ve
AT
ويخرج المنتج السائل (التيار 7؛) من أسفل العمود (V4) عند 20,00 (EY) ويضخ هذا التيار في المضخة )٠١( حتى يبلغ ضغطه حوالي VAY كيلوباسكال مطلق )000 رطل/بوصة' مطلق) (التيار 7؛أ). Tas الغاز المتبقي (التيار (VY بعكس اتجاه غاز التغذية الداخل في (أ) مبادل حراري (VY) حيث يسخن إلى -8لا,؟لام (-44 ف) (التيار (TY ٠ و (ب) مبادل حراري )٠١( حيث يسخن إلى (FY Ll) (GA) a YAY و (ج) مبادل حراري )7١( حيث يسن إلى 264,07 (G00) (التيار 7١7ج). ثم يعاد ضغط الغاز المتبقي على مرحلتين؛ حيث تكون المرحلة الأولى عبارة عن الضاغط (Vo) الذي تديره آلة التمدد )£ )( وتكون المرحلة الثانية عبارة عن الضاغط (VY) الذي يديره مصدر قدرة إضافي. وبعد أن Su التيار (ه) إلى درجة حرارة تبلغ ١7,1أم ١١١( ف) (التيار ١؟و) عن ٠ طريق المبرّد (YY) وإلى درجة حرارة تبلغ 70م (GAT) عن طريق المبادل الحراري (YY) يتدفق منتج الغاز المتبقي (التيار (OFY إلى خط أنابيب المبيعات عند ضغط مقداره )£70 كيلوباسكال مطلق YY) رطل/بوصة' مطلق). ويبين الجدول التالي ملخص معدّلات تدفق التيار واستهلاك الطاقة للعملية الموضحة في الشكل 3“: AN
Ye ٠7 الجدول سلس م ل )© (الشكل .مول/ساعة) Jb) تدفق التيار Yaa ملخص مركبات بيوتان ثاني أكسيد الكربون butanes البروبان oly! الميثان التيار : الإجمالي ّ carbon ومركبات اعلى propanc ethane methane dioxide جزيئياً Gy oe A. — 13 ٠.4 148 لل لا YYYYAY 79 1717171 TAY y v1 لال 66 146 790 166 YY LAY 1.0 YYA "714 yo ٠+ YAY 1 YEA Aft YYoo¥ vy ٠١7 vido ١٠ “0 Yodn 17 Ye 78 وح 17 ١١ لا د لاه YA ٠.7 6.7١ 15 ل YiV. 1 $e
AAA Yo) Yvy ARR مل oYoA to ٠١ ٠ Yer ١ "1 yy YYA 13 ٠ مألا £ ¢ ران YYAYYY vv 14. 61 أ "7 7 Yel Ly * نسب الاستعادة 7/7 ethane الإيثان AAR propane البروبان 7.44, جزيئياً Uy ومركبات أعلى butanes مركبات البيوتان القدرة الحصانية
BET ضغط الغاز المتبقي *(على أساس معدّلات تدفق غير مقرّبة) نحم
Yo و © يتبين أنه بالمقارنة مع نتائج العملية وفقآ للتقنية السابقة؛ ١ وبمقارنة الجدولين من 784,88 إلى 787,17 ونسبة ethane يُحسّن الاختراع الراهن نسبة استعادة الإيثان butane (HB seal) ونسبة استعادة مركبات 797,٠١ من 795,960 إلى propane استعادة البروبان و ؟ ١ وتظهر مقارنة الجدولين .749,4١ والمركبات الأعلى وزنآ جزيئيا من 744,97 إلى أيضاً أنه تم تحسين معدّلات الإنتاج عن طريق استخدام متطلبات قدرة حصانية (نفعية ٠ مكافئة. (utility وعن طريق استخدام مرجل إعادة الغليان المعدل؛ يكون السائل المتدفق من العمود إلى .١ (التيار 20( أبرد من التيار المقابل (40) في العملية وفقاً للشكل )٠١( المبادل الحراري duty وهذا يزيد من درجة التبريد المتوفرة للغاز الداخل؛ نظرا لأنه لا يحصل على مردود أعلى بشكل كبير فحسب من سوائل هذا النظام» بل أن السوائل تتوفر عند درجة حرارة أقل ٠ من تلك التي يمكن الحصول عليها باستخدام نظام مرجل إعادة غليان تقليدي. وهذا والمكونات الهيدروكربونية الثقيلة CF يؤدي إلى زيادة نسبة استعادة مكونات للشكل © وفي نفس الوقت استخدام نفس (Gg في العملية heavier hydrocarbon components للتقنية Gy مقدار القدرة الحصانية لضغط الغاز المتبقي بصفة أساسية المستخدمة في العملية .١ السابقة المبينة في الشكل ١ المثال ؟ في المنتج carbon dioxide وفي تلك الحالات حيث يكون محتوى ثاني أكسيد الكربون السائل قضية خلافية (بسبب المزيد من مواصفات المنتج الشديدة المفروضة من قبل الزبون على سبيل المثال)؛ يقدم ١ للتقنية السابقة بالرجوع إلى الشكل ay في العملية الموصوفة أعلاه من الاستعادة والكفاءة تتفوق على عملية التقنية السابقة المبينة Tan هذا الاختراع مزايا ملموسة > ويمكن تغيير ظروف تشغيل العملية وفقا للشكل ؟ لخفض محتوى ثاني أكسيد WY في الشكل .4 لهذا الاختراع كما هو موضح في الشكل Gy في المنتج السائل carbon dioxide الكربون ويكون تركيب غاز التغذية والظروف المستخدمة في العملية المبينة في الشكل ؛ مطابقة لتلك للشكل ؛ مع Gy و ؟. ومن ثم؛ يمكن مقارنة العملية ١ للشكلين Gg المستخدمة في العمليتين لتوضيح مزايا هذا الاختراع. ١ و ١ للشكلين Gig تلك العمليتين vo
AT
وبتتبع العملية Gag للشكل of يكون نظام تبريد الغاز الداخل وفصله مماثلاً بصفة أساسية لذلك المستخدم في العملية Gay للشكل ©. ويتمثل الفرق الرئيسي في ضبط متغيرات التحكم بالوحدة plant controls لزيادة نسبة السوائل المتدفقة من أسفل عمود الامتصاص (VV) Lal) £0( والتي جرى تسخينها في المبادل الحراري )٠١( وتزويدها إلى عمود الاستخلاص )١١( عند نقطة تغذية في منتصف العمود. وقد ضبطت متغيرات التحكم بالوحدة كذلك لرفع درجة حرارة قاع عمود الاستخلاص Sli (V4) (من 270,00 EY) ف) في العملية Gag للشكل ؟ إلى 77,لام (5؛ ف) في العملية Gay للشكل ؛) للمحافظة على نسبة الميثان methane إلى الإيثان ethane في المنتج السفلي عند نسبة مولية محددة تبلغ 0.0771:. ويعمل تزايد كمية التيار المسخن )120( الداخل إلى عمود الاستخلاص )١9( وارتفاع درجة حرارة المتتجات ٠ السفلية إلى زيادة نسبة الاستخلاص داخل العمود؛ مما يؤدي إلى درجات حرارة Jel بالنسبة للعملية Gag للشكل ؛ مقارنة مع العملية Gy للشكل ¥ خلال عمود الامتصاص (VV) وعمود الاستخلاص )14( وهذا يؤدي في النهاية إلى خفض محتوى ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في المنتج (ilu) أي التيار (7؛) المتصرف من عمود الاستخلاص .)١19( ويؤدي ارتفاع درجات الحرارة في العمود أيضاً إلى خفض قليل لمقدار التبريد الذي توفره Vo تيارات العملية المراد استخدامها لتبريد تيارات تغذية العمود بدرجة قليلة. وهذا يتطلب بشكل خاص خفض نسبة غاز التغذية من الفاصل (التيار (YY الموجه إلى المبادل الحراري (VY) عن طريق التيار (YY) بدرجة قليلة؛ وبذلك تنخفض كمية التيار (QF) الداخل إلى عمود الامتصاص (VY) عند نقطة تغذية علوية. ويبين الجدول التالي ملخص معدّلات تدفق التيار واستهلاك الطاقة للعملية الموضحة : 4 في الشكل Ye.
ATA
لودجلا (¢ (لشكل ملخص معدّلات تدفق التيار (إرطل.مول/ساعة) التيار الميثان الإيثان البروبان مركبات ثاني الإجمالي أكسيد butane بيوتان propane ethane methane ومركبات الكربون carbon Gy أعلى dioxide جزيئياً 1 46 114 "7 718 “با 79١ ١ خيلا AA. 7 YY. 17١ YYATYY YY لاملا ve EAT حأ vay YVVy Yo ٠ اا الاق Yo VEY AYA 767 vy ٠.07 73 ٠١ yy 5». 864 Ye
Ya.0¥ 117 117 YY 871 ١17 YA qovY ين ل TAN Y EAA 09771 31 qoVvY م م TAN Y EAA 571 go
YYYay FA ١ 1 551 ١١ 43م ال ١7601 لال ¢ Ey Avy YYVYVA vv دماح YYA Ve ١6١ 15 ٠١ از * نسب الاستعادة
JAE, ethane الإيثان 747,31 propane البروبان 784,¥4 Lads ومركبات أعلى وزناً butanes مركبات البيوتان القدرة الحصانية iiovy ضغط الغاز المتبقي *(على أساس معدذلات تدفق غير مقرّبة)
AT)
YA
بالنسبة ethane في منتج الإيشان carbon dioxide وكان تركيز ثاني أكسيد الكربون من المواصفات التي يحتاجها Lalas للشكل ؛ مساوياً لب 78,80 مول وهو أقل G5 للعملية يتبين أن الاختراع of و ١ الزبون. وبمقارنة مستويات الاستعادة المعروضة في الجدولين وفي نفس الوقت carbon dioxide الراهن يُحقق المحتوى المطلوب من ثاني أكسيد الكربون تقريباً. ومع أن ١ للعملية المبينة في الشكل Gy يحافظ على نفس كفاءة استخلاص السوائل ٠ تقل بدرجة قليلة من 784,84 إلى 85,11 إلا أن نسبة ethane نسبة استخلاص الإيثان تزيد بدرجة قليلة من 795,980 إلى 797095 ونسبة استخلاص propane استخلاص البروبان من 44,33 إلى ALE والمركبات الأعلى وزنآً جزيئياً بدرجة butane مركبات البيوتان و ؛ أيضاً أنه تم المحافظة على معدّلات إنتاج المنتج ١ وتظهر مقارنة الجدولين ,. 4 عن طريق استخدام متطلبات قدرة حصانية (نفعية) مكافئة. ٠ وتظهر مقارنة مستويات الاستعادة المبينة في الجدولين ١و ؛ أن العملية وفقاً لهذا للشكل ؟ بشكل كبير عندما Gg كفاءة الاستعادة للسوائل تفوق العملية (38a "5 الاختراع في المنتج السائل الناتج منها. carbon dioxide تشغل بكيفية تحديد محتوى ثاني أكسيد الكربون ethane للشكل 7؛ ترفع العملية وفقآً للشكل ؛ نسبة استعادة الإيثان (Eg وبالمقارنة مع العملية يعادل 715,7 تقريباً. وتزداد نسبة استعادة البروبان Lay أي أعلى AA .من 718,54 إلى ١ والمركبات ذات الوزن الجزيئي الأعلى كذلك butane استعادة مركبات البيوتان Api propane من 755,11 إلى 447,47 ومن 799,709 إلى 794,79 على الترتيب. وتبين مقارنة الجدولين ١و ؛ كذلك أن زيادة معدلات إنتاج المنتج لم تكن نتيجة لزيادة متطلبات القدرة الحصانية (النفعية) على الإطلاق. وعلى العكس من ذلك؛ عندما تستخدم عملية هذا الاختراع ومركبات البيوتان propane والبروبان ethane كما في المثال ؟؛ فإن نسب استعادة الإيثان والمركبات ذات الوزن الجزيثي الأعلى لا تزيد فقط عن تلك التي حصل عليها في butane يعادل 777 (بالنسبة Lay ولكن أيضاً تزداد كفاءة استعادة السائل (ALLY للتقنية Gy العملية الذي تم استعادته لكل وحدة حصان بخاري مستنفدة). ethane للإيثان تتجلى فائدة كبيرة من استخدام التجسيد وفقاً للشكل ؛ إ: oF للشكل Tg وبالنسبة للعملية الغليان المعدل ينتج سوائل أشد برودة من العمود لاستخدامها في ale) في أن نظام مرجل vo
AT
تبريد تيارات التغذية الداخلة. وهذا يزيد من مقدار التبريد المتوفر للغاز الدخل؛ء Cua أنه يمكن الحصول على مردود Jef بكثير من السائل بهذه الحالة؛ عند مستوى حراري أقل. وفي نفس الوقت؛ يتم إدخال مزيد من الميثان methane عند نقطة أخفض في عمود الاستخلاص (V9) مما قد يكون عليه عند إعادة غلي محتويات العمود للحصول على المحتوى المطلوب من ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide (ويلاحظ أن التيار )£0( في العملية وفقاً للشكل ؛ يحتوي على 5777١ رطل. مول/ساعة من الميثان methane ويتم إدخاله عند المرحلة النظرية A لعمود الاستخلاص (١١)؛ Lain يحتوي التيار (40) في العملية وفقآ للشكل ؟ فقط على VAAT رطل. مول/ساعة من الميثان methane ويتم إدخاله من أعلى عمود الاستخلاص (V2) ويساعد المقدار الإضافي للميثان methane الذي يُوفره هذا الاختراع في العملية Gy للشكل ؛ في استخلاص ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide من السوائل المتدفقة نحو الأسفل في عمود الاستخلاص. ويمكن ضبط مقدار ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide في منتج Jil الغاز الطبيعي NGL عن طريق التحكم الملائم بكمية السائل الذي يسحب لتغذية نظام مرجل إعادة الغليان المعدل بدلا من تغذية الجزء العلوي لعمود الاستخلاص. IPE J SL BLY ب يمثل الشكل © Ualada لسير (Jal pall يوضح كيفية تهيئة العملية والجهاز الموصوفين والمبينين في براءة الاختراع الأمريكية رقم 007489777 لتشكيل وحدة معالجة للغاز الطبيعي Gy natural gas لهذا الاختراع. وتمثل الأشكال ١ و و + و 9 مخططات توضح بعض الطرق البديلة لتنفيذ مشروع مرجل إعادة الغليان المعدل. ويبين الشكل 6 استخداماً Lass لمثعب حراري حيث يمكن التحكم بالتدفق الجزئي للسائل من عمود التجزئة )00( إلى مرجل © إعادة الغليان (OV) عن طريق صمام (0A) في خط سحب السائل liquid draw line (11). ويغمر الجزء السائل غير المسحوب من العمود ببساطة صينية مدخنية (51) على موزع distributor ) 0( إلى الحشوة (أو الصواني) (OF) الأسفل. ويعود التيار المسخن في الخط (ITY) من مرجل إعادة الغليان (OV) إلى عمود التجزئة )04( عند نقطة سفلية تحتوي على آلية توزيع مناسبة للتغذية؛ Jie صينية مدخنية (OF) وموزع )00( لخلط التيار المسخن مع vo سوائل العمود المتدفقة للأسفل من الحشوة (OF) وتزويد المخلوط إلى الحشوة AT r. (أو الصواني) )01( ويبين الشكلان V) و (A تطبيقات تقليدية مهيأة للضخ حيث يسحب السائل الكلي المتدفق للأسفل في خط سحب السائل (11) ويضخ إلى ضغط Je عن طريق المضخة (10). ثم يجزاً تيار تدفق السائل الذي ضخ في الخط )11( عن طريق صمامي تحكم مناسبين 0A) و 09( للحصول على الكمية المرغوبة من السائل في الخط (17) المتدفقة ٠ إلى مرجل إعادة الغليان (27). ويعود التيار المسخن في الخط (MY) من مرجل إعادة الغليان (OV) إلى عمود تجزئة )00( عند نقطة سفلية كما وصف Gane بالنسبة للتجسيد GE للشكل 7. وفي تجسيد وفقا للشكل ov يُعاد السائل الذي لا يتدفق إلى مرجل إعادة الغليان في الخط (TY) إلى الصينية المدخنية )0١( التي يسحب السائل منها بصورة أولية؛ وعندئد فإنه يغمر الصينية المدخنية (OV) فوق موزع (57) إلى الحشوة (أو الصواني) (OF) التي تقع ٠ في الأسفل. وفي التجسيد Gay للشكل A يُعاد JL غير المتدفق إلى مرجل sale) الغليان (في الخط (VF إلى أسفل الصينية المدخنية )01( حيث يسحب السائل بصورة أولية وَيُوجه إلى الموزع (OF) مباشرةً الذي يزود السائل إلى الحشوة (أو الصواني) (57) في الأسفل. ويوضح الشكل 9 كيفية تنفيذ نظام الضخ الموصوف في الشكل + في نظام عمود مجزأ Jia esplit column عمود علوي )10( وعمود سفلي ١( 5)؛ مطابق لذلك المستخدم في الشكلين 4 "و ve وسيدرك المتمرس في التقنية أن هذا الاختراع يحقق بعض فوائده عن طريق تزويد الغليان الجانبي و/أو مرجل (مراجل) إعادة الغليان sale) تيار 23 برودة إلى مرجل (مراجل) الرئيسي؛ مما يُبرد تيار (تيارات) التغذية إلى العمود بشكلٍ إضافي. ويخفض هذا التبريد الإضافي من المتطلبات النفعية بالنسبة لمستوى استخلاص معين للمنتج؛ أو يحسن مستويات استعادة المنتج بالنسبة لاستخدام معين للمرافق النفعية؛ أو توليفة معينة منها. وبالإضافة إلى > ٠ ذلك؛ سيدرك المتمرس في التقنية أن هذا الاختراع يُحقق فوائد عن طريق إضافة كميات أكبر للمساعدة في استخلاص demethanizer الميثان de JU في منطقة سفلية من methane من الميثان من السوائل المتدفقة إلى أسفل. ومع توفر المزيد من carbon dioxide ثاني أكسيد الكربون ethane لاستخلاص السوائل؛ فإنه يلزم في المقابل مقدار أقل من الإيثان methane الميثان في المنتج السائل السفلي. ethane للاستخلاص؛ مما يتيح احتجاز مقدار أكبر من الإيثان vo
AN
A
ولذلك؛ يمكن تطبيق هذا الاختراع عادة على أية عملية تعتمد على تبريد أي عدد من تيارات التغذية وتزويد تيار (تيارات) التغذية الناتج إلى عمود التقطير. Ty لهذا الاختراع؛ يمكن تبريد تيارات التغذية المُُزودة إلى نازعة الميثقان demethanizer بعدة طرق. ففي العملية وفقآً للشكلين ؟ و ؛ يبرد تيار التغنية Ca AS, (YU) oo جوهرياً عن طريق التيار البخاري العلوي لنازعة الميثان o(YV) demethanizer بينما تستخدم سوائل نازعة الميثان demethanizer (التيارات £0 و 4١ و 7؛) فقط لتبريد التيار الغازي. وفي العملية GE للشكل ©؛ يبرد تيار التغذية Sad عالي الضغط )£4( EBS, جوهرياً عن طريق أجزاء من التيار البخاري العلوي من عمود التقطير (التياران 547 و (YY بينما تستخدم سوائل نازعة الميثان demethanizer (التياران 8 و 47 ( فقط لتبريد التيار الغازي. ومع هذاء ٠ قد تستخدم سوائل نازعة الميثان demethanizer لتبريد التيار (77) بشكل جزئي أو كلي وتكثيفه بصفة جوهرية في الأشكال من © إلى © و/أو التيار (EA) في الشكل 0 بالإضافة إلى أو عوضاً عن تبريد التيار الغازي. وكذلك؛ يمكن استخدام أي تيار له درجة حرارة أقل من درجة حرارة تيار التغذية المراد تبريده. فعلى سبيل JB يمكن سحب تيار ثانوي من البخار المنصرف من نازعة الميثان demethanizer واستخدامه للتبريد. وتشمل مصادر التبريد المالة ١ الأخرى؛ على سبيل المثال لا الحصرء السوائل المومضة Alle الضغط من الفاصل وأنظمة التبريد الميكانيكية. ويعتمد اختيار مصدر التبريد على عدة عوامل من ضمتها على سبيل المثال لا الحصر؛ تركيب الغاز الداخل وظروفه؛ حجم الوحدة؛ حجم المبادل الحراري؛ درجة حرارة مصدر التبريد الذي يمكن استخدامه ...الخ. وسيدرك المتمرس في التقنية أيضاً أن بالإمكان استخدام أية توليفة من مصادر التبريد أو طرق التبريد المذكورة أعلاه للحصول على Ys درجة أو درجات الحرارة المرغوبة لتيار التغذية. ووفقآً لهذا (Sa pl AY) استخدام مصدر التبريد الخارجي لإكمال التبريد المتوفر للغاز الداخل من تيارات أخرى للعملية؛ وخاصة عندما يكون الغاز الداخل ah إشباعاً بالمواد الهيدروكربونية hydrocarbon materials من ذلك المستخدم في المثالين ١ و ؟. وينبغي تقييم استخدام وتوزيع سوائل نازعة الميثان demethanizer لعملية التبادل الحراري والترتيب المحدد AT
للمبادلات الحرارية لتبريد الغاز الداخل لكل استخدام معين؛ بالإضافة إلى اختيار تيارات العملية لمرافق تبادل حراري معينة.
ولا حاجة إلى دمج كل السائل عالي الضغط المبين في الأشكال من ؟ إلى ه (Yo Lal) مع جزء البخار الفاصل (التيار (VY المتدفق إلى المبادل الحراري Yas (VY) ٠ .من ذلك؛ يمكن تمديد هذا التيار السائل (أو جزء منه) عن طريق أداة تمدد مناسبة Jie صمام التمدد (V1) وتغذيته إلى نقطة تغذية سفلية في منتصف عمود التقطير (عمود الامتقصاص (Ve) أو عمود الاستخلاص (VE) الشكلين ؟ و ؛ وعمود التجزئة (VY) في الشكل 0( وقد يستخدم التيار السائل أيضاً لتبريد الغاز الداخل أو مرفق تبادل حراري آخر قبل أو بعد
خطوة التمدد التي تسبق التدفق إلى نازعة الميثان .methane Ve وينبغي كذلك إدراك أن المقدار النسبي من التغذية الموجودة في كل فرع من أفرع تيارات تغذية العمود يعتمد على عدة عوامل؛ من ضمنها ضغط الغازء تركيب غاز Aull مقدار الحرارة التي يمكن استرجاعها من تيار التغذية بشكل dae اقتصادياً وكمية القدرة البخارية المتوفرة. وقد تعمل زيادة مقدار التغذية إلى أعلى العمود على زيادة نسبة الاستعادة وفي الوقت نفسه تعمل على خفض القدرة المسترجعة من آلة التمدد؛ مما يعمل على زيادة ١ متطلبات القدرة الحصانية اللازمة لإعادة الضغط. وتخفض زيادة التغذية عند نقطة سفلية للعمود استهلاك القدرة الحصانية لكنها تخفض أيضاً من نسبة استعادة المنتج. وتعتبر مواقع التغذية عند منتصف العمود المبينة في الشكلين ؟ و ؛ هي مواقع التغذية المفضلة بالنسبة لظروف تشغيل العملية الموصوفة. ومع هذاء قد تتغير المواقع النسبية لتيارات التغذية في منتصف العمود بشكل كبير اعتمادآً على تركيب الغاز الداخل أو على عوامل أخرى مثقل > مستويات الاستعادة المرغوبة ومقدار السائل المتشكل أثناء تبريد الغاز الداخل. Shad عن (ld (Sa دمج تيارين أو أكثر من تيارات التغذية أو أجزاء منهاء حسب درجات الحرارة النسبية والكميات النسبية للتيارات المفردة ثم يغذى التيار المدمج إلى موقع تغذية في منتصف العمود. والشكلان ؟ و ؛ تجسيدان مفضلان بالنسبة للتراكيب وظروف الضغط المبينة. ومع أن تمدد التيار المفرد مصور في أدوات تمدد معينة؛ إلا أنه يمكن استخدام وسائل تمدد A Lay حسب ve المناسب. فعلى سبيل (JB قد تستوجب الظروف المستخدمة التمديد التشغيلي للجزء AT
YY
جوهرياً من تيار التغذية (التيار 7؟أ في الأشكال من © إلى 0( أو التيار معاد ca TASH) (0 جوهريا (التيار 4؛ب في الشكل Ca TASHA التدوير بسبب حجم (V4 و ١7( الشكلان ؟ و ؛ عمود تجزئة مشيد من قسمين seal (0 في الشكل ١١7 واحد (مثل الجزء vessel الوحدة. وسيعتمد قرار تشييد عمود التجزئة كوعاء حجم الوحدة؛ البعد عن مرافق الصنع Je أو عدة أوعية على عدة عوامل ...الخ. fabrication facilities ومع أن الاختراع قد وصف بالرجوع إلى التجسيدات التي يعتقد بأنها مفضلة؛ إلا أن
Sia أولئك المتمرسين في التقنية سيدركون أنه بالإمكان إجراء تعديلات أخرى إضافية عليه؛ لتهيئة الاختراع للظروف المختلفة أو أنواع تيارات التغذية أو متطلبات أخرى بدون الخروج هذا الاختراع كما حدد في عناصر الحماية التالية. fa عن ©
AT
Claims (1)
- عناصر_ الحمايةCy مكونات «Cp عملية مُحسنة لفصل تيار غازي يحتوي على ميثان 060806 مكونات -١ ١ إلى جزء متطاير من heavier hydrocarbon components ومكونات هيدروكربونية ثقيلة Y المذكور وجزء methane يحتوي على جزء كبير من الميثان residue gas غاز متبقي 1 يحتوي على جزء كبير من مكونات ,© المذكورة؛ مكونات Gai أقل تطايرا heavier hydrocarbon components المذنذكورة؛ المكونات الهيدروكربونية الثقيلة ©, ° المذكورة» حيث تشتمل العملية على الخطوات التالية: 1 heat exchange step الغازي المذكور في مرحلة تبادل حزاري Lal treating dallas 0 7 أول feed stream واحدة أو أكثر ومرحلة انقسام واحدة على الأقل لإنتاج تيار تغذية A بصفة جوهرية وتيار تغذية JS على الأقل تم تبريده تحت الضغط لتكثيفه بشكل 1 ثان على الأقل تم تبريده تحت الضغط؛ feed stream Ve جوهرياً المذكور إلى ضغط a ZA الأول feed stream (ب) تمديد تيار التغذية ١ fractionation tower منخفض وبذلك يبرد بشكل إضافي ثم تزويده إلى عمود تجزئة ١١ عند نقطة تغذية علوية؛ Vy الثاني المبرد المذكور إلى الضغط المتخفض feed stream تمديد تيار التغذية (z) Ve المذكور عند نقطة تغذية fractionation tower المذكور ثم تزويده إلى عمود التجزئة Vo في منتصف العمود؛ و 1 والمُبرّد المذكور وتيار SA الأول feed stream تيار التغذية fractionate تجزثة (2) ١7 الثاني الممدد المذكور عند الضغط المنخفض المذكور وبذلك feed stream التغذية ‘A يتم إعادة مكونات الجزء الأقل تطايرآً نسبياً المذكور؛ ١ فيما يلي: improvement ويتمثل التحسين Y. من عمود التجزئة liquid distillation stream تيار تقطير سائل withdraw سحب (0) 71١ المذكور وتسخينه؛ fractionation tower YY على Adin المذكور إلى نقطة heated distillation تيار التقطير المسخن sale) (Y) YYAYYoYt عمود التجزئة fractionation tower المذكور تكون مفصولة عن نقطة السحب withdrawal point Yo المذكورة بمرحلة نظرية واحدة على الأقل؛ و 1 () تكون كميات ودرجات حرارة تيارات التغذية feed streams المذكورة all 325 vv إلى عمود التجزئة fractionation tower المذكور فعالة للمحافظة على درجة YA الحرارة في الجزء العلوي لعمود التجزئة fractionation tower المذكور عند Yq قيمة كافية لاستعادة الأجزاء الرئيسية للمكونات في الجزء الأق-ل تطايراً ب نسبياً المذنكور. ١ 7- عملية مُحسنة لفصل تيار غازي يحتوي على ميثان 06د مكونات «Cy مكونات بع ومكونات هيدروكربونية ثقيلة heavier hydrocarbon components إلى جزء متطاير من ¥ غاز متبقي residue gas يحتوي على جزء كبير من الميثان methane المذكور وجزء أقل ¢ تطايراً نسبياً يحتوي على جزء كبير من مكونات بع المذكورة؛ مكونات Cs ° المذكورة؛ المكونات الهيدروكربونية الثقيلة heavier hydrocarbon components 1 المنكورة؛ حيث تشتمل العملية على الخطوات التالية: sale) (0 7 ضغط re-compress جزء الغاز المتبقي المتطاير residue gas المذكور وسحب A جزء منه لتشكيل تيار تغذية مضغوط أول؛ 9 (ب) تبريد cooling تيار التغذية المضغوط الأول المذكور تحت ضغط لتكثيفه كلية Ve بصفة جوهرية؛ ١ (ج تمديد expand تيار التغذية feed stream الأول aT AEA جوهرياً المذكور إلى ل ضغط منخفض وبذلك يتم تبريده بشكل إضافي ومن ثم تزويده إلى عمود تجزئة fractionation tower VY عند نقطة تغذية علوية؛ Ve )3( معالجة treating التيار الغازي المذكور في مرحلة تبادل حزاري heat exchange Vo واحدة أو أكثر لإنتاج تيار تغذية feed stream ثان على الأقل تم تبريده تحت الضغط؛ ١7 (ه) تمديد تيار التغذية feed stream الثاني المبرد المذكور إلى الضغط المنخفضATI\A المذكور ومن ثم تزويده إلى عمود التجزئة fractionation tower المذكور عند V4 نقطة تغذية في منتصف العمود؛ و7 و تجزئة fractionate تيار التغذية feed stream الأول المُمدد والمُبرد المذكور وتيار 71 التغذية feed stream الثاني الممدد المذكور عند الضغط المنخفض المذكور وبذلك YY يتم إعادة مكونات الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور؛ YY ويتمثل التحسين improvement فيما يلي:)١( Yi سحب withdraw تيار تقطير سائل liquid distillation من عمود التجزئة fractionation tower 7 المذكور وتسخينه؛7 (7) إعادة تيار التقطير المسخن heated distillation المذكور إلى نقطة Adin على YY عمود التجزئة fractionation tower المذكور تكون مفصولة عن نقطة السحب withdrawal point YA المذكورة بمرحلة نظرية واحدة على الأقل؛ و(V) Ye تكون كميات ودرجات حرارة تيارات التغذية feed streams المذكورة المُزوّدة 2 إلى عمود التجزئة SA fractionation tower فعالة للمحافظة على درجة ١ الحرارة في الجزء العلوي لعمود التجزئة tower 5800008000 المذكور عند rY قيمة كافية لاستعادة الأجزاء الرئيسية للمكونات في الجزء Jd) تطايراً rY نسبياً المذكور.=F التحسين Gi improvement لعنصر الحماية ١ أو ١ حيث يضخ تيار التقطير السائل liquid distillation stream Y المذكور بعد سحبه من عمود التجزئة fractionation tower Y المنكور.١ ؛- التحسين improvement 5 68( لعنصر الحماية ؟ حيث يتم ما يلي:Y )1( يجزأ تيار التقطير السائل liquid distillation الذي تم ضخه المذكور إلى جزء r أول وجزء ثان على الأقل؛(ب) يسخن الجزء الأول المذكور؛ وAT vv)2( يتم sale) الجزء الأول المسخن المذكور إلى نقطة سفلية على عمود التجزئة fractionation tower 1 المذكور تكون مفصولة عن نقطة السحب withdrawal point المذكورة بمرحلة نظرية واحدة على الأقل. —o ١ التحسين Gig improvement لعنصر الحماية of حيث يوجه الجبسزء الأول المذكور 7 بحيث يتبادل الحرارة مع جزء على الأقل من التيار الغازي المذكور أو تيار A hal feed stream 1 المذكورء؛ لتزويد التبريد المذكور إليه وبذلك يسخن الجزء الأول ¢ المذكور . ١ ٠ التحسين improvement وفقا لعنصر الحماية of حيث تكون كمية ودرجة حرارة الجزء Y الأول المسخن المذكور والتسخين المزود إلى عمود التجزئة fractionation tower 7 المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجزء السفلى لعمود التجزئة fractionation tower ¢ المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثانسي أكسيد الكربون carbon dioxide ° الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. -١ ١ التحسين improvement وفقاً لعنصر الحماية 0 حيث تكون كمية ودرجة حرارة الجزء Y الأول المسخن المذكور والتسخين المزود إلسى عمود التجزنئة fractionation tower v المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجز ع السفلي لعمود jal) 45 fractionation tower ¢ المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثاني أكسيد الكربون carbon dioxide 0 الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. =A ١ التحسين lad, improvement لعنصر الحماية ال حيث يُوجه تيار التقطير السائل liquid distillation Y الذي تم ضخه المذكور بحيث يتبادل الحرارة مع جزء على الأقل من r التيار الغازي المذكور أو تيارات التغذية feed streams المذكورة؛ لتزويد التبريد المذكور ¢ إليه وبذلك يسخن تيار التقطير السائل liquid distillation الذي ثم ضخه المنكور .ATYA حيث تكون كمية ودرجة حرارة تيار A وفقاً لعنصر الحماية improvement التحسين -3 ١ المذكور والتسخين المزود إلى عمود التجزئة heated distillation التقطير المسخن 7 المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجزء السفلي fractionation tower v المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثاني أكسيد 2800000 tower لعمود التجزئة ¢ الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. carbon dioxide الكربون ° حيث تكون كمية ودرجة حرارة تيار oF لعنصر الحماية (8 5 improvement التحسين -٠ ١ المذكور والتسخين المزود إلى عمود التجزكة heated distillation التقطير المسخن Y المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجزء السفلي fractionation tower 1 المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثاني أكسيد fractionation tower لعمود التجزئة ¢ الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. carbon dioxide الكربون ° حيث يُوجه تيار التقطير السائل oY أو ١ وفقاً لعنصر الحماية improvement التحسين -١ ١ المذكور بحيث يتبادل الحرارة مع جزء على الأقل من التيار الغازي liquid distillation Y المذكورة. لتزويد التبريد المذكور إليه وبذلك feed streams المذكور أو تيارات التغذية -- » المنذكور. liquid distillation يسخن تيار التقطير السائل حيث تكون كمية ودرجة حرارة تيار VY وفقاً لعنصر الحماية improvement التحسين -١ \ المذكور والتسخين المزود إلى عمود التجزئة heated distillation التقطير المسخن 7 المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجزء السفلي fractionation tower 1 المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثاني أكسيد fractionation tower لعمود التجزئة ¢ الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. carbon dioxide الكربون ° ATYa حيث تكون كمية ودرجة حرارة oF أو ١ وفقآً لعنصر الحماية improvement التحسين -٠ ١ المذكور والتسخين المزود إلى عمود التجزئكة heated distillation تيار التقطير المسخن v المذكور فعالة في المحافظة على درجة الحرارة في الجزء السفلي fractionation tower v المذكور عند قيمة كافية لخفض كمية ثاني أكسيد fractionation tower لعمود التجزئة ¢ الموجودة في الجزء الأقل تطايراً نسبياً المذكور. carbon dioxide الكربون 5 AT
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11050298P | 1998-12-01 | 1998-12-01 | |
| US09/439,508 US6182469B1 (en) | 1998-12-01 | 1999-11-12 | Hydrocarbon gas processing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA00201021B1 true SA00201021B1 (ar) | 2006-05-28 |
Family
ID=26808081
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA00201021A SA00201021B1 (ar) | 1998-12-01 | 2000-03-05 | معالجة غاز هيدروكربوني hydrocarbon |
Country Status (20)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6182469B1 (ar) |
| EP (1) | EP1137903B1 (ar) |
| CN (1) | CN1154830C (ar) |
| AR (1) | AR023066A1 (ar) |
| AT (1) | ATE295519T1 (ar) |
| AU (1) | AU751881B2 (ar) |
| BR (1) | BR9915807A (ar) |
| CA (1) | CA2351423C (ar) |
| CO (1) | CO5100991A1 (ar) |
| DE (1) | DE69925306D1 (ar) |
| EA (1) | EA003854B1 (ar) |
| EG (1) | EG22416A (ar) |
| ID (1) | ID29883A (ar) |
| MY (1) | MY125613A (ar) |
| NO (1) | NO322415B1 (ar) |
| PE (1) | PE20001473A1 (ar) |
| SA (1) | SA00201021B1 (ar) |
| TW (1) | TW512142B (ar) |
| UA (1) | UA46176C2 (ar) |
| WO (1) | WO2000033006A1 (ar) |
Families Citing this family (124)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6278035B1 (en) * | 2000-03-17 | 2001-08-21 | Ronald D. Key | Process for C2 recovery |
| CN1303392C (zh) * | 2000-08-11 | 2007-03-07 | 弗劳尔公司 | 高度丙烷回收的方法和结构 |
| EP1322897A2 (en) * | 2000-10-02 | 2003-07-02 | Elkcorp | Hydrocarbon gas processing |
| US6367286B1 (en) * | 2000-11-01 | 2002-04-09 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | System and process for liquefying high pressure natural gas |
| US6712880B2 (en) | 2001-03-01 | 2004-03-30 | Abb Lummus Global, Inc. | Cryogenic process utilizing high pressure absorber column |
| US6526777B1 (en) | 2001-04-20 | 2003-03-04 | Elcor Corporation | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
| US6742358B2 (en) | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
| US6516631B1 (en) | 2001-08-10 | 2003-02-11 | Mark A. Trebble | Hydrocarbon gas processing |
| FR2831656B1 (fr) * | 2001-10-31 | 2004-04-30 | Technip Cie | Procede et installation de separation d'un gaz contenant du methane et de l'ethane a deux colonnes fonctionnant sous deux pressions differentes |
| AU2002363532B2 (en) * | 2001-11-09 | 2006-04-13 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for improved NGL recovery |
| US6823692B1 (en) | 2002-02-11 | 2004-11-30 | Abb Lummus Global Inc. | Carbon dioxide reduction scheme for NGL processes |
| US6941771B2 (en) * | 2002-04-03 | 2005-09-13 | Howe-Baker Engineers, Ltd. | Liquid natural gas processing |
| CA2484326C (en) * | 2002-05-08 | 2009-06-30 | Fluor Corporation | Configuration and process for ngl recovery using a subcooled absorption reflux process |
| EA007771B1 (ru) * | 2002-05-20 | 2007-02-27 | Флуор Корпорейшн | Установка для получения газового бензина и способ работы этой установки |
| DE60229306D1 (de) * | 2002-08-15 | 2008-11-20 | Fluor Corp | Niederdruckflüssigergasanlagenkonfigurationen |
| US6945075B2 (en) * | 2002-10-23 | 2005-09-20 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
| US7069744B2 (en) * | 2002-12-19 | 2006-07-04 | Abb Lummus Global Inc. | Lean reflux-high hydrocarbon recovery process |
| US7484385B2 (en) * | 2003-01-16 | 2009-02-03 | Lummus Technology Inc. | Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process |
| KR101120324B1 (ko) * | 2003-02-25 | 2012-06-12 | 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 | 탄화수소 가스의 처리방법 |
| US6889523B2 (en) | 2003-03-07 | 2005-05-10 | Elkcorp | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| US7107788B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-09-19 | Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies | Residue recycle-high ethane recovery process |
| US7155931B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-01-02 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
| EP1678449A4 (en) * | 2003-10-30 | 2012-08-29 | Fluor Tech Corp | FLEXIBLE NGL PROCESSES AND METHODS |
| US7159417B2 (en) * | 2004-03-18 | 2007-01-09 | Abb Lummus Global, Inc. | Hydrocarbon recovery process utilizing enhanced reflux streams |
| US7204100B2 (en) * | 2004-05-04 | 2007-04-17 | Ortloff Engineers, Ltd. | Natural gas liquefaction |
| WO2006118583A1 (en) * | 2004-07-01 | 2006-11-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
| RU2272973C1 (ru) * | 2004-09-24 | 2006-03-27 | Салават Зайнетдинович Имаев | Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты) |
| US20060130520A1 (en) * | 2004-12-17 | 2006-06-22 | Abb Lummus Global Inc. | Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas |
| US20060130521A1 (en) * | 2004-12-17 | 2006-06-22 | Abb Lummus Global Inc. | Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas |
| WO2006089948A1 (en) * | 2005-02-24 | 2006-08-31 | Twister B.V. | Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions |
| US9080810B2 (en) * | 2005-06-20 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| MX2007015603A (es) * | 2005-07-07 | 2008-02-21 | Fluor Tech Corp | Metodos y configuraciones de recuperacion de liquidos del gas natural. |
| EP2005095A2 (en) * | 2006-04-12 | 2008-12-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for liquefying a natural gas stream |
| EP2024700A2 (en) * | 2006-06-02 | 2009-02-18 | Ortloff Engeneers, Ltd | Liquefied natural gas processing |
| CA2662803C (en) * | 2006-06-27 | 2012-09-18 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery methods and configurations |
| MX2009000311A (es) * | 2006-07-10 | 2009-01-26 | Fluor Tech Corp | Configuraciones y metodos para acondicionamiento de gas rico para la recuperacion de liquidos de gas natural. |
| CN101529188B (zh) * | 2006-10-24 | 2012-06-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 处理烃物流的方法和设备 |
| US7777088B2 (en) | 2007-01-10 | 2010-08-17 | Pilot Energy Solutions, Llc | Carbon dioxide fractionalization process |
| US8590340B2 (en) * | 2007-02-09 | 2013-11-26 | Ortoff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9869510B2 (en) * | 2007-05-17 | 2018-01-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
| US8919148B2 (en) * | 2007-10-18 | 2014-12-30 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9243842B2 (en) | 2008-02-15 | 2016-01-26 | Black & Veatch Corporation | Combined synthesis gas separation and LNG production method and system |
| US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
| US8640494B2 (en) * | 2008-05-15 | 2014-02-04 | Jose Lourenco | Method to produce natural gas liquids NGLs at gas Pressure Reduction Stations |
| US20090282865A1 (en) | 2008-05-16 | 2009-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
| US20090293537A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Ameringer Greg E | NGL Extraction From Natural Gas |
| US9028656B2 (en) | 2008-05-30 | 2015-05-12 | Colorado State University Research Foundation | Liquid-gas interface plasma device |
| EP2299922B1 (en) * | 2008-05-30 | 2016-11-09 | Colorado State University Research Foundation | Apparatus for generating plasma |
| WO2009146432A1 (en) * | 2008-05-30 | 2009-12-03 | Colorado State University Research Foundation | Plasma-based chemical source device and method of use thereof |
| US8994270B2 (en) | 2008-05-30 | 2015-03-31 | Colorado State University Research Foundation | System and methods for plasma application |
| CN101290184B (zh) * | 2008-06-05 | 2010-10-13 | 北京国能时代能源科技发展有限公司 | 一种化工尾气的液化分离方法及设备 |
| US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
| US8584488B2 (en) * | 2008-08-06 | 2013-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas production |
| WO2010027986A1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-03-11 | Ameringer Greg E | Ngl extraction from liquefied natural gas |
| EP2350546A1 (en) * | 2008-10-07 | 2011-08-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Helium recovery from natural gas integrated with ngl recovery |
| EP2364413B1 (en) * | 2008-11-10 | 2016-06-15 | 1304338 Alberta Ltd | Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng |
| US9080811B2 (en) * | 2009-02-17 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd | Hydrocarbon gas processing |
| MX341798B (es) * | 2009-02-17 | 2016-09-02 | Ortloff Engineers Ltd | Procesamiento de gases de hidrocarburos. |
| US8881549B2 (en) * | 2009-02-17 | 2014-11-11 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9074814B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-07-07 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9933207B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-03 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9939195B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-10 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
| US9052137B2 (en) | 2009-02-17 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9052136B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US8434325B2 (en) | 2009-05-15 | 2013-05-07 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing |
| US20100287982A1 (en) * | 2009-05-15 | 2010-11-18 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
| AU2010259046A1 (en) * | 2009-06-11 | 2012-02-23 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US20110067443A1 (en) * | 2009-09-21 | 2011-03-24 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon Gas Processing |
| US8222822B2 (en) | 2009-10-27 | 2012-07-17 | Tyco Healthcare Group Lp | Inductively-coupled plasma device |
| US9021832B2 (en) | 2010-01-14 | 2015-05-05 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9068774B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-30 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US9057558B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
| CN103415752A (zh) | 2010-03-25 | 2013-11-27 | 曼彻斯特大学 | 制冷方法 |
| EP2554028B1 (en) | 2010-03-31 | 2016-11-23 | Colorado State University Research Foundation | Liquid-gas interface plasma device |
| US10113127B2 (en) | 2010-04-16 | 2018-10-30 | Black & Veatch Holding Company | Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas |
| KR101666254B1 (ko) * | 2010-06-03 | 2016-10-13 | 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 | 탄화수소 가스 처리공정 |
| CA2819128C (en) | 2010-12-01 | 2018-11-13 | Black & Veatch Corporation | Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
| US10451344B2 (en) | 2010-12-23 | 2019-10-22 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
| CA2728716C (en) * | 2011-01-18 | 2017-12-05 | Jose Lourenco | Method of recovery of natural gas liquids from natural gas at ngls recovery plants |
| US10852060B2 (en) | 2011-04-08 | 2020-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream |
| CA2763081C (en) * | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
| US9683776B2 (en) * | 2012-02-16 | 2017-06-20 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for separating hydrocarbons using one or more dividing wall columns |
| US10139157B2 (en) | 2012-02-22 | 2018-11-27 | Black & Veatch Holding Company | NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
| CA2772479C (en) | 2012-03-21 | 2020-01-07 | Mackenzie Millar | Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method. |
| CA2790961C (en) | 2012-05-11 | 2019-09-03 | Jose Lourenco | A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams. |
| CA2787746C (en) | 2012-08-27 | 2019-08-13 | Mackenzie Millar | Method of producing and distributing liquid natural gas |
| KR20150102931A (ko) * | 2012-08-30 | 2015-09-09 | 플루오르 테크놀로지스 코포레이션 | 연안 ｎｇｌ 회수를 위한 구성 및 방법 |
| CA2798057C (en) | 2012-12-04 | 2019-11-26 | Mackenzie Millar | A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems |
| DE102013200572A1 (de) * | 2013-01-16 | 2014-07-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Regasifizierung von Flüssigerdgas und zugehöriges Verfahren |
| US9532826B2 (en) | 2013-03-06 | 2017-01-03 | Covidien Lp | System and method for sinus surgery |
| US9555145B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-01-31 | Covidien Lp | System and method for biofilm remediation |
| CA2813260C (en) | 2013-04-15 | 2021-07-06 | Mackenzie Millar | A method to produce lng |
| US9581385B2 (en) | 2013-05-15 | 2017-02-28 | Linde Engineering North America Inc. | Methods for separating hydrocarbon gases |
| US20140366577A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
| MX2016003030A (es) | 2013-09-11 | 2016-05-24 | Ortloff Engineers Ltd | Procesamiento de hidrocarburos. |
| EP3044528A1 (en) | 2013-09-11 | 2016-07-20 | Ortloff Engineers, Ltd | Hydrocarbon gas processing |
| SG11201600806UA (en) | 2013-09-11 | 2016-03-30 | Ortloff Engineers Ltd | Hydrocarbon gas processing |
| US10563913B2 (en) | 2013-11-15 | 2020-02-18 | Black & Veatch Holding Company | Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle |
| US9574822B2 (en) | 2014-03-17 | 2017-02-21 | Black & Veatch Corporation | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system |
| WO2015158395A1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-10-22 | Statoil Petroleum As | Extraction of natural gas liquids and cooling of treated recompressed gas |
| US10288347B2 (en) * | 2014-08-15 | 2019-05-14 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
| US10077938B2 (en) | 2015-02-09 | 2018-09-18 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration of an NGL recovery process for low pressure rich feed gas |
| RU2585333C1 (ru) * | 2015-04-20 | 2016-05-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| RU2576704C1 (ru) * | 2015-04-20 | 2016-03-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки углеводородного газа |
| WO2017045055A1 (en) | 2015-09-16 | 2017-03-23 | 1304342 Alberta Ltd. | A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng) |
| US10006701B2 (en) | 2016-01-05 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery or ethane rejection operation |
| DE102016003305A1 (de) * | 2016-03-17 | 2017-09-21 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum Abtrennen einer ethanreichen Fraktion aus Erdgas |
| US10330382B2 (en) | 2016-05-18 | 2019-06-25 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery |
| US10551119B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US10551118B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| US10533794B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-01-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
| MX2019001888A (es) | 2016-09-09 | 2019-06-03 | Fluor Tech Corp | Metodos y configuracion para readaptacion de planta liquidos de gas (ngl) para alta recuperacion de etano. |
| US11543180B2 (en) | 2017-06-01 | 2023-01-03 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
| US11428465B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-08-30 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
| US11015865B2 (en) | 2018-08-27 | 2021-05-25 | Bcck Holding Company | System and method for natural gas liquid production with flexible ethane recovery or rejection |
| MY195957A (en) | 2019-03-11 | 2023-02-27 | Uop Llc | Hydrocarbon Gas Processing |
| CN110118468B (zh) * | 2019-05-10 | 2020-02-11 | 西南石油大学 | 一种带自冷循环适用于富气的乙烷回收方法 |
| EP3771872A1 (de) * | 2019-08-02 | 2021-02-03 | Linde GmbH | Verfahren und anlage zur bereitstellung eines erdgasprodukts |
| US11643604B2 (en) * | 2019-10-18 | 2023-05-09 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
| WO2022005270A1 (en) * | 2020-07-01 | 2022-01-06 | Drl Engineering Sdn Bhd | Split deethaniser fractionation |
| CN112452095B (zh) * | 2020-11-10 | 2022-11-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改进的尾气精馏方法 |
| FR3127558A1 (fr) * | 2022-07-29 | 2023-03-31 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procédé et appareil de séparation à basse température d’un gaz contenant du CO2 pour produire un fluide riche en CO2 |
| WO2023222637A1 (fr) * | 2022-05-18 | 2023-11-23 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procédé et appareil de séparation à basse température d'un gaz contenant du co2 pour produire un fluide riche en co2 |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4171964A (en) | 1976-06-21 | 1979-10-23 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4157904A (en) | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4251249A (en) | 1977-01-19 | 1981-02-17 | The Randall Corporation | Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream |
| US4185978A (en) | 1977-03-01 | 1980-01-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for cryogenic separation of carbon dioxide from hydrocarbons |
| US4278457A (en) | 1977-07-14 | 1981-07-14 | Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| USRE33408E (en) | 1983-09-29 | 1990-10-30 | Exxon Production Research Company | Process for LPG recovery |
| US4519824A (en) | 1983-11-07 | 1985-05-28 | The Randall Corporation | Hydrocarbon gas separation |
| FR2571129B1 (fr) | 1984-09-28 | 1988-01-29 | Technip Cie | Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses |
| US4617039A (en) | 1984-11-19 | 1986-10-14 | Pro-Quip Corporation | Separating hydrocarbon gases |
| FR2578637B1 (fr) | 1985-03-05 | 1987-06-26 | Technip Cie | Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede |
| US4687499A (en) | 1986-04-01 | 1987-08-18 | Mcdermott International Inc. | Process for separating hydrocarbon gas constituents |
| US4710214A (en) * | 1986-12-19 | 1987-12-01 | The M. W. Kellogg Company | Process for separation of hydrocarbon gases |
| US4869740A (en) | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4854955A (en) | 1988-05-17 | 1989-08-08 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4889545A (en) | 1988-11-21 | 1989-12-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4895584A (en) * | 1989-01-12 | 1990-01-23 | Pro-Quip Corporation | Process for C2 recovery |
| US5275005A (en) | 1992-12-01 | 1994-01-04 | Elcor Corporation | Gas processing |
| US5568737A (en) | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5555748A (en) | 1995-06-07 | 1996-09-17 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5566554A (en) * | 1995-06-07 | 1996-10-22 | Kti Fish, Inc. | Hydrocarbon gas separation process |
| RU2144556C1 (ru) | 1995-06-07 | 2000-01-20 | Элкор Корпорейшн | Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты) |
| US5799507A (en) | 1996-10-25 | 1998-09-01 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5983664A (en) | 1997-04-09 | 1999-11-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5890378A (en) | 1997-04-21 | 1999-04-06 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US5881569A (en) | 1997-05-07 | 1999-03-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
-
1999
- 1999-11-12 US US09/439,508 patent/US6182469B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-24 WO PCT/US1999/028023 patent/WO2000033006A1/en active IP Right Grant
- 1999-11-24 EA EA200100598A patent/EA003854B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-11-24 DE DE69925306T patent/DE69925306D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-24 UA UA2001064042A patent/UA46176C2/uk unknown
- 1999-11-24 AT AT99963989T patent/ATE295519T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-11-24 AU AU20316/00A patent/AU751881B2/en not_active Ceased
- 1999-11-24 BR BR9915807-8A patent/BR9915807A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-11-24 CA CA002351423A patent/CA2351423C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-11-24 ID IDW00200101194A patent/ID29883A/id unknown
- 1999-11-24 EP EP99963989A patent/EP1137903B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-24 CN CNB998139645A patent/CN1154830C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1999-11-29 EG EG151699A patent/EG22416A/xx active
- 1999-11-29 PE PE1999001192A patent/PE20001473A1/es not_active Application Discontinuation
- 1999-11-30 CO CO99075238A patent/CO5100991A1/es unknown
- 1999-12-01 AR ARP990106118A patent/AR023066A1/es active IP Right Grant
- 1999-12-03 MY MYPI99005203A patent/MY125613A/en unknown
-
2000
- 2000-01-11 TW TW088121022A patent/TW512142B/zh active
- 2000-03-05 SA SA00201021A patent/SA00201021B1/ar unknown
-
2001
- 2001-05-31 NO NO20012672A patent/NO322415B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR9915807A (pt) | 2001-08-21 |
| EA200100598A1 (ru) | 2001-12-24 |
| AU2031600A (en) | 2000-06-19 |
| AR023066A1 (es) | 2002-09-04 |
| EA003854B1 (ru) | 2003-10-30 |
| WO2000033006A1 (en) | 2000-06-08 |
| EP1137903A1 (en) | 2001-10-04 |
| AU751881B2 (en) | 2002-08-29 |
| ATE295519T1 (de) | 2005-05-15 |
| US6182469B1 (en) | 2001-02-06 |
| CO5100991A1 (es) | 2001-11-27 |
| UA46176C2 (uk) | 2002-05-15 |
| NO322415B1 (no) | 2006-10-02 |
| EG22416A (en) | 2003-01-29 |
| CA2351423A1 (en) | 2000-06-08 |
| DE69925306D1 (de) | 2005-06-16 |
| NO20012672D0 (no) | 2001-05-31 |
| PE20001473A1 (es) | 2000-12-25 |
| CN1154830C (zh) | 2004-06-23 |
| NO20012672L (no) | 2001-07-18 |
| MY125613A (en) | 2006-08-30 |
| TW512142B (en) | 2002-12-01 |
| CN1329709A (zh) | 2002-01-02 |
| CA2351423C (en) | 2004-05-11 |
| ID29883A (id) | 2001-10-18 |
| EP1137903B1 (en) | 2005-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA00201021B1 (ar) | معالجة غاز هيدروكربوني hydrocarbon | |
| US4519824A (en) | Hydrocarbon gas separation | |
| US6516631B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| US3393527A (en) | Method of fractionating natural gas to remove heavy hydrocarbons therefrom | |
| US4617039A (en) | Separating hydrocarbon gases | |
| CA2805272C (en) | Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas | |
| US6105391A (en) | Process for liquefying a gas, notably a natural gas or air, comprising a medium pressure drain and application | |
| KR20120069732A (ko) | 탄화수소 가스 처리공정 | |
| NO177918B (no) | Fremgangsmåte ved separasjon av en gass som inneholder hydrocarboner | |
| MXPA03002804A (es) | Procesamiento de gas de hidrocarburos. | |
| NO325661B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for behandling av hydrokarboner | |
| EA011523B1 (ru) | Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации | |
| KR20050102681A (ko) | 탄화수소 가스의 처리방법 | |
| NO312317B1 (no) | Fremgangsmåte ved kondensering av en trykksatt gasström som er rik på metan | |
| WO2000023756A1 (en) | Volatile component removal process from natural gas | |
| EA016149B1 (ru) | Способ и устройство для выделения и разделения на фракции сырьевого потока смешанных углеводородов | |
| RU2731351C2 (ru) | Способ и система для получения потока тощего метансодержащего газа | |
| US4770683A (en) | Distillation process with high thermo-dynamic efficiencies | |
| SA521430275B1 (ar) | معالجة الغازات الهيدروكربونيَّة | |
| US9487458B2 (en) | Configurations and methods for nitrogen rejection, LNG and NGL production from high nitrogen feed gases | |
| AU2002338705A1 (en) | Treating of a crude containing natural gas | |
| KR101714102B1 (ko) | 탄화수소 가스 처리방법 | |
| CN109748772B (zh) | 从lng中分离和回收烃类的设备 | |
| US11884621B2 (en) | System, apparatus, and method for hydrocarbon processing | |
| US20160258675A1 (en) | Split feed addition to iso-pressure open refrigeration lpg recovery |