[go: up one dir, main page]

EA028835B1 - Переработка углеводородного газа - Google Patents

Переработка углеводородного газа Download PDF

Info

Publication number
EA028835B1
EA028835B1 EA201200521A EA201200521A EA028835B1 EA 028835 B1 EA028835 B1 EA 028835B1 EA 201200521 A EA201200521 A EA 201200521A EA 201200521 A EA201200521 A EA 201200521A EA 028835 B1 EA028835 B1 EA 028835B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
specified
column
condensed
point
Prior art date
Application number
EA201200521A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201200521A1 (ru
Inventor
Тони Л. Мартинес
Джон Д. Уилкинсон
Джо Т. Линч
Хэнк М. Хадсон
Кайл Т. Кьюллар
Original Assignee
Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ортлофф Инджинирс, Лтд. filed Critical Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Publication of EA201200521A1 publication Critical patent/EA201200521A1/ru
Publication of EA028835B1 publication Critical patent/EA028835B1/ru

Links

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
    • F25J3/0204—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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F25J2200/92—Details relating to the feed point
    • 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
    • F25J2200/94—Details relating to the withdrawal point
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/60—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)

Abstract

Целью изобретения являются способ и установка для извлечения более тяжелых углеводородов из потока углеводородного газа. Поток охлаждают и разделяют на первый и второй потоки. Первый поток охлаждают далее и разделяют на первую и вторую части. Первую и вторую части расширяют до давления в ректификационной колонне и подают в колонну в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны, после того как нагреют расширенную вторую часть потока. Второй поток расширяют до давления в ректификационной колонне и подают в точку ввода питания в средней части колонны. Поток отогнанного пара выводят из колонны выше точки ввода питания второго потока, объединяют с частью потока пара верхнего погона, сжимают до более высокого давления и охлаждают, чтобы сконденсировать по крайней мере часть его с образованием конденсированного потока. По крайней мере часть конденсированного потока расширяют до давления в ректификационной колонне и направляют в колонну в виде верхней подачи.

Description

Изобретение относится к способу и установке для разделения газа, содержащего углеводороды.
Этилен, этан, пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды можно извлекать из различных газов, таких как природный газ, газ нефтеперерабатывающих предприятий и потоки синтетического газа, получаемые из других углеводородных материалов, таких как уголь, сырая нефть, лигроин, нефтеносные сланцы, гудронный песок и лигнит. Природный газ обычно содержит в основном метан и этан, например содержание этана и метана вместе составляет по меньшей мере 50 мол.% от всего газа. Газ также содержит относительно меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутан, пентан и тому подобные вещества, а также водород, азот, диоксид углерода и другие газы.
Настоящее изобретение в основном относится к извлечению этилена, этана, пропилена, пропана и более тяжелых углеводородов из таких газовых потоков. Типичный состав газового потока, подлежащего переработке в соответствии с настоящим изобретением, примерно следующий (в мол.%): 90,5% метана, 4,1% этана и других С2 компонентов, 1,3% пропана и других С3 компонентов, 0,4% изобутана, 0,3% нормального бутана и 0,5% пентана плюс азот и диоксид углерода до баланса в 100%. Иногда также присутствуют серосодержащие газы.
Исторически циклические колебания цен на природный газ и компоненты его газоконденсатной жидкости (ГКЖ) временами снижали дополнительную ценность этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых компонентов как жидких продуктов. Это привело к спросу на способы, которые могут обеспечить более эффективное извлечение этих продуктов, на способы, которые могут обеспечить эффективное извлечение с более низкими капитальными вложениями, и на способы, которые можно легко адаптировать или настраивать на извлечение конкретного компонента в широких пределах. Имеющиеся способы разделения этих материалов включают способы, основанные на охлаждении и замораживании газа, абсорбции нефти, и абсорбции замороженной нефти. Кроме того, все популярнее становятся криогенные способы благодаря наличию экономичного оборудования, которое вырабатывает энергию при расширении и извлечении тепла из перерабатываемого газа. В зависимости от давления источника газа, его обогащенности летучими компонентами (содержание этана, этилена и более тяжелых углеводородов) и желаемых конечных продуктов, можно использовать каждый из этих способов или их сочетание.
Способ криогенного расширения газа в настоящее время наиболее предпочтителен для извлечения компонентов газоконденсатных жидкостей, поскольку он обеспечивает максимальную простоту с легкостью запуска установки, операционную гибкость, высокую эффективность, безопасность и высокую надежность. Патент США № 3292380; 4061481; 4140504; 4157904; 4171964; 4185978; 4251249; 4278457; 4519824; 4617039; 4687499; 4689063; 4690702; 4854955; 4869740; 4889545; 5275005; 5555748; 5566554; 5568737; 5771712; 5799507; 5881569; 5890378; 5983664; 6182469; 6578379; 6712880; 6915662; 7191617; 7219513; заменяющий патент США № 33408 и одновременно рассматриваемые заявки № 11/430412; 11/839693; 11/971491; 12/206230; 12/689616; 12/717394; 12/750862; 12/772472 и 12/781259 описывают соответствующие способы (хотя описание настоящего изобретения в некоторых случаях основано на других условиях переработки по сравнению с описанными в цитируемых патентах США).
В типичном способе извлечения газов путем криогенного расширения поток входящего под давлением сырьевого газа охлаждают в теплообменнике с помощью других потоков переработки и/или с помощью внешних источников охлаждения, таких как пропановая система сжатия-охлаждения. Когда газ охлаждается, жидкости можно конденсировать и собирать в одном или более сепараторов, как жидкости высокого давления, содержащие некоторые из желаемых С2+ компонентов. В зависимости от обогащенности газа летучими компонентами и количества образовавшихся жидкостей жидкости под высоким давлением можно расширить до более низкого давления и фракционировать. Испарение жидкостей во время их расширения приводит к дальнейшему охлаждению потока. В тех же самых условиях, предварительное охлаждение находящихся под высоким давлением жидкостей перед расширением может быть желательным, чтобы еще больше снизить температуру в результате расширения. Расширенный поток, представляющий собой смесь жидкости и пара, фракционируют в дистилляционной (деметанизаторе или деэтанизаторе) колонне. В колонне расширенный охлажденный поток(и) перегоняют, чтобы отделить продукт - остаточный газ, содержащий метан, азот и другие летучие газы, в виде верхнего погона от желаемых С2 компонентов, С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в виде продукта - кубовой жидкости или, чтобы отделить остаточный газ, содержащий метан, С2 компоненты, азот и другие летучие газы в виде верхнего погона от желаемых С3 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в виде продукта - кубовой жидкости.
Если сырьевой газ конденсируется не полностью (обычно так и происходит), то пар, оставшийся после частичной конденсации, можно разделить на два потока. Одна часть пара проходит через рабочую расширительную машину, или двигатель, или расширительный клапан до понижения давления, и при этом дополнительное количество жидкости конденсируется вследствие дальнейшего охлаждения потока. Давление после расширения примерно такое же, как давление, при котором работает дистилляционная колонна. Объединенные паро-жидкие фазы, полученные в результате расширения, направляют в качестве подачи в колонну.
- 1 028835
Оставшуюся часть пара охлаждают до конденсации в значительной степени в теплообменнике, охлаждаемом другими потоками переработки газа, например, холодным верхним погоном ректификационной колонны. Часть или всю жидкость высокого давления можно объединить с этой частью пара перед охлаждением. Полученный холодный поток затем расширяют посредством подходящего устройства для расширения, такого как расширительный клапан, до давления, при котором работает деметанизатор. Во время расширения часть жидкости испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. Однократно расширенный поток затем подают как верхнюю подачу в деметанизатор. Обычно часть пара из однократно расширенного потока и верхний погон пара из деметанизатора объединяют в верхней сепарационной секции ректификационной колонны с получением остаточного, метансодержащего газа. Альтернативно, охлажденный и расширенный поток можно подавать в сепаратор, чтобы обеспечить потоки пара и жидкости. Пар объединяют с верхним погоном ректификационной колонны, а жидкость направляют в колонну в виде верхней подачи.
При идеальном проведении разделения газов таким способом остаточный газ содержит в основном весь метан, содержавшийся в сырьевом газе, и не содержит практически никакие из более тяжелых углеводородных компонентов, а кубовые фракции, уходящие из деметанизатора, содержат в основном все из более тяжелых углеводородных компонентов и практически не содержат метан или более летучие компоненты. Однако на практике идеальной ситуации не наблюдается, поскольку обычный деметанизатор работает, главным образом, как стриппинг-колонна, т.е. колонна для отгонки легких фракций. Поэтому метансодержащий продукт, как правило, состоит из пара, уходящего с верхней ступени ректификационной колонны, и паров, не подвергшихся ректификации на какой-либо ступени. Значительные потери С2, С3, и С4+ компонентов имеют место, поскольку верхняя подача жидкости в колонну обычно содержит значительные количества этих компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, что приводит к соответствующим равновесным количествам С2 компонентов, С3 компонентов, С4 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в парах, уходящих с верхней ступени ректификации в деметанизаторе. Потерю этих желаемых компонентов можно существенно снизить, если добиться, чтобы поднимающиеся пары контактировали со значительным количеством жидкости (флегмы), способной абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты, С4 компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты из паров.
В последние годы в получивших распространение способах разделения углеводородного газа используют верхнюю секцию колонны как абсорбер, что обеспечивает дополнительную ректификацию поднимающихся паров. Источником флегмового потока для верхней секции ректификационной колонны обычно является циркуляционный поток остаточного газа, подаваемый под давлением. Циркуляционный поток остаточного газа обычно охлаждают до существенной конденсации паров в теплообменнике или путем охлаждения другими потоками переработки газа, например холодным верхним погоном ректификационной колонны. Затем в значительной степени конденсированный поток расширяют посредством подходящего устройства для расширения газа, например расширительного клапана, до давления, при котором работает деметанизатор. Во время расширения часть жидкости обычно испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. Затем однократно расширенный поток подают как верхнюю подачу в деметанизатор. Обычно часть пара расширенного потока и пар верхнего погона деметанизатора объединяют в верхней сепарационной секции ректификационной колонны, получая остаточный метансодержащий газ. Альтернативно, охлажденный и расширенный поток можно направить в сепаратор, чтобы обеспечить потоки пара и жидкости, когда пар объединяют с верхним погоном, а жидкость поступает для питания колонны в виде верхней подачи. Типичные схемы способа разделения этого типа описаны в патенте США № 4889545; 5568737 и 5881569, патентовладельцем в одновременно рассматриваемой заявке 12/717394, и в публикации Мо\\тсу. Е. Козз, "ΕΓΓίοίοηΙ. Ηί§1ι Кесоуету оГ Είςυίάδ Ггот ΝαΙιπαΙ Саз υΐί1ίζίη§ а Ηί§1ι Ртеззите АЪзотЪет", РтосееШпдз оГ !йе Е1дЫу-Рпз1 Аппиа1 Сопуейюп оГ 1йе Саз Ргосеззогз Аззос1аΐίοη, Иа11аз, Техаз, Магсй 11-13, 2002. Эти способы включают сжатие, обеспечивающее движущую силу для рециркуляции флегмового потока в деметанизаторе, что увеличивает как капитальные затраты, так и эксплуатационные расходы предприятий, применяющих эти способы.
Настоящее изобретение также использует верхнюю секцию для ректификации (или отдельную ректификационную колонну, если размер предприятия или другие факторы позволяют использовать отдельные ректификационную и стриппинг-колонну). Однако флегмовый поток для этой секции ректификации обеспечивается путем использования бокового погона паров, поднимающихся в нижней части колонны, объединенных с частью пара верхнего погона колонны. Из-за относительно высокой концентрации С2 компонентов в парах, опускающихся в колонне, значительное количество жидкости можно сконденсировать в этом объединенном потоке пара только за счет небольшого повышения давления, потому что большую часть необходимого охлаждения можно обеспечить с помощью оставшейся части холодного пара верхнего погона, выходящего с верхней ректификационной секции колонны. Эту конденсированную жидкость, содержащую, главным образом, жидкий метан, можно использовать для абсорбции С2 компонентов, С3 компонентов, С4 компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов из паров, поднимающихся по верхней ректификационной секции и таким образом захватить эти ценные компоненты в жидкий кубовый продукт из деметанизатора.
- 2 028835
Раньше для обеспечения флегмой верхней ректификационной секции колонны в системах извлечения С2+ использовали сжатие или части холодного потока пара верхнего погона или сжатие потока пара бокового погона, как показано патентовладельцем в патенте США № 4889545 и патентовладельцем в одновременно рассматриваемой заявке №11/839693 соответственно. Удивительно, но заявители обнаружили, что объединение части холодного пара верхнего погона с потоком пара бокового погона и затем сжатие объединенного потока повышает эффективность системы и снижает операционные расходы.
В соответствии с настоящим изобретением обнаружено, что можно достичь степени извлечения С2 выше 84% и С3 и С4+ выше 99%. Кроме того, настоящее изобретение делает возможным практически 100% отделение метана и легких компонентов от С2 компонентов и более тяжелых компонентов при меньших энергетических затратах по сравнению с предыдущим уровнем техники при сохранении степени извлечения. Настоящее изобретение, хотя и применимо при более низких давлениях и более высоких температурах, особенно выгодно при переработке сырьевых газов в диапазоне от 400 до 1500 фунтов/кв.дюйм [от 2758 до 10342 кПа] или выше в условиях, когда переработка ГКЖ требует, чтобы температура в верхней части колонны поддерживалась на уровне -50°Р [-46°С] или ниже.
Для лучшего понимания изобретения сделаны ссылки на следующие примеры и рисунки.
Ссылки на фигуры.
Фиг. 1 - блок-схема промышленной установки по переработке природного газа, базирующаяся на известном способе переработки газов и выполненная в соответствии с совместной заявкой патентовладельца № 11/839693;
фиг. 2 - блок-схема промышленной установки переработки природного газа, выполненная в соответствии с настоящим изобретением; и
фиг. 3-6 - блок-схемы, иллюстрирующие альтернативные способы применения настоящего изобретения к потоку природного газа.
В объяснениях к вышеуказанным рисункам и таблицам приведены данные, обобщающие скорости потоков, рассчитанные для представленных способов разделения. В приведенных здесь таблицах, значения скоростей потоков (в моль/ч) округлены до ближайшего целого числа для удобства. Итоговые скорости потоков, показанные в таблицах, включают в себя все не углеводородные компоненты и, следовательно, их значение в основном выше, чем сумма скоростей потоков для углеводородных компонентов. Указанные в таблицах температуры являются приблизительными, округленными до ближайшего градуса. Следует также отметить, что проектные технологические расчеты, выполненные с целью сравнения описываемых способов, основаны на допущении, что не происходит утечки тепла в окружающую среду и наоборот передачи тепла от окружающей среды установке. Качество промышленно выпускаемых изолирующих материалов является достаточным для такого допущения и это допущение таково, которое обычно и делают специалисты в данной области.
Для удобства параметры способа указаны как в традиционных британских единицах, так и в Международной системе измерений (СИ). Молярные скорости потоков, приведенные в таблицах, можно интерпретировать или как фунт-моль/ч, или кг-моль/ч. Энергопотребление дано в лошадиных силах (л.с.) и/или тысячах (миллионах) британских тепловых единиц в час (МВТЕ/ч) и соответствует указанным мольным скоростям потоков в фунт-моль/ч. Энергопотребление, выраженное через киловатты (кВт) соответствует указанным мольным скоростям потоков в кг-моль/ч.
Описание известного уровня техники
Фиг. 1 - блок-схема установки по переработке природного газа для извлечения С2+ компонентов из природного газа и базирующаяся на известном способе переработки в соответствии с совместной заявкой патентовладельца № 11/839693. В этой модели способа переработки, входящий газ поступает на установку при температуре 120°Р [49°С] и давлении 1025 фунтов/кв.дюйм [7067 кПа] как поток 31. Если входящий газ содержит соединения серы в такой концентрации, которая не удовлетворяет соответствующим спецификациям на продуктовые потоки, то эти соединения серы удаляют путем соответствующей предварительной обработки сырьевого газа (схема не показана). Кроме того, сырьевой газ обычно обезвоживают, чтобы предотвратить образование воды (льда) в криогенных условиях. С этой целью обычно используют твердый осушитель.
Сырьевой поток 31 охлаждают в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 41Ь), жидкостями ребойлера деметанизатора при 51°Р [11°С] (поток 44), жидкостями из нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 10°Р [-12°С] (поток 43), и жидкостями из верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -65°Р [-54°С] (поток 42). Обратите внимание, что во всех случаях теплообменник 10 представляет собой или несколько отдельных теплообменников или один многоходовой теплообменник или любое их сочетание. (Решение о том, следует ли использовать более одного теплообменника для указанных хладагентов зависит от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, скорость потока входящего газа, размер теплообменника, температуру потока и т.д.). Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при температуре -38°Р [-39°С] и давлении 1015 фунт/кв.дюйм [6998 кПа], где пар (поток 32) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33) расширяется до рабочего давления (примерно 465 фунт/кв.дюйм [3208 кПа]) ректи- 3 028835
фикационной колонны 18 посредством расширительного клапана 17, охлаждая поток 33а до температуры -67°Р [-55°С], прежде чем он поступит в ректификационную колонну 18 в нижнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Поток пара (поток 32) из сепаратора 11 разделяют на два потока, 36 и 39. Поток 36, содержащий около 23% всего пара, проходит через теплообменник 12, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 41а), где охлаждается до конденсации в значительной степени. Затем полученный в значительной степени конденсированный поток 36а при температуре -102°Р [-74°С] однократно расширяется посредством расширительного клапана 14 до давления, слегка превышающего рабочее давление в ректификационной колонне 18. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к дальнейшему охлаждению всего потока. В этом способе, показанном на фиг. 1, расширенный поток 36Ь, выходя из расширительного клапана 14, достигает температуры -127°Р [-88°С], прежде чем будет подан в абсорбционную секцию 18а ректификационной колонны 18 в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны.
Оставшиеся 77% пара из сепаратора 11 (поток 39) поступают в рабочую расширительную машину 15, в которой энергия этого пара высокого давления превращается в механическую энергию. В расширительной машине 15 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления ректификационной колонны, с совершением работы расширения и охлаждением расширенного потока 39а до температуры примерно -101°Р [-74°С]. Типичные промышленные расширительные машины способны получать порядка 80-85% работы, теоретически доступной при идеальном изоэнтропийном расширении. Эту работу часто используют для приведения в действие центробежного компрессора (например, поз. 16), который можно использовать для повторного сжатия остаточного газа (поток 41с), например. Затем частично конденсированный расширенный поток 39а направляют в ректификационную колонну 18 в точку ввода питания средней части колонны.
Деметанизатор в колонне 18 представляет собой обычную дистилляционную колонну, состоящую из множества вертикально расположенных, с интервалами, тарелок, одного или больше слоев насадки, или комбинацию тарелок и слоев насадки. Колонна деметанизации состоит из двух секций: верхней абсорбционной (ректификационной) секции 18а, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между частями пара расширенных потоков 36Ь и 39а, поднимающимися вверх, и холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты, и более тяжелые компоненты; и нижней стриппинг-секции 18Ь, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деметанизации 18Ь также оснащена одним или более ребойлерами (такими как ребойлер и боковые ребойлеры, описанные ранее), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, стекающих вниз по колонне, чтобы обеспечить отгонку легких фракций, поднимающихся вверх по колонне, чтобы отделить жидкий продукт, поток 45, от метана и более легких компонентов. Поток 39а поступает в деметанизатор 18 в промежуточную точку ввода питания, расположенную в нижней части абсорбционной секции 18а деметанизатора 18. Жидкая часть расширенного потока 39а смешивается с жидкостями, опускающимися вниз из абсорбционной секции 18а, и объединенная жидкость продолжает движение вниз в стриппинг-секцию 18Ь деметанизатора 18. Паровая часть расширенного потока 39а поднимается вверх по абсорбционной секции 18а и контактирует с холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты и более тяжелые компоненты.
Часть отогнанного пара (поток 48) выводят из промежуточной зоны абсорбционной секции 18а ректификационной колонны 18, выше точки ввода расширенного потока 39а и ниже точки ввода расширенного потока 36Ь. Поток отогнанного пара 48 при температуре -113°Р [-81°С] сжимают до давления 604 фунт/кв.дюйм [4165 кПа] (поток 48а) посредством компрессора для флегмы 21, затем охлаждают от 84°Р [-65°С] до -124°Р [-87°С] и в значительной степени конденсируют (поток 48Ь) в теплообменнике 22 путем теплообмена с холодным потоком остаточного газа 41, верхним погоном, выходящим с верха деметанизатора 18. Затем в значительной степени конденсированный поток 48Ь расширяется с помощью соответствующего расширительного устройства, например, расширительного клапана 23, до рабочего давления деметанизатора, что приводит к охлаждению общего потока до температуры -131°Р [-91°С]. Затем расширенный поток 48с направляют для питания колонны в ректификационную колонну 18 в виде верхней подачи. Паровая часть потока 48с объединяется с парами, уходящими с верхней стадии ректификационной колонны, с образованием верхнего погона деметанизатора 41 при температуре -128°Р [-89°С].
Жидкий продукт (поток 45) выходит из куба колонны 18 при 70°Р [21°С]; соотношение метан:этан в кубовом продукте соответствует типичной спецификации отношения метана к этану, равному 0,025:1 (молярное соотношение). Холодный поток остаточного газа 41 проходит противотоком к сжатому отогнанному потоку пара в теплообменник 22, где нагревается до -106°Р [-77°С] (поток 41а), затем противотоком к входящему сырьевому газу проходит теплообменник 12, где нагревается до -66°Р [-55°С] (поток 41Ь) и теплообменник 10, где нагревается до 110°Р [43°С] (поток 41с). Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии. На первой стадии газ сжимают компрессором 16, приводимым в действие расши- 4 028835
рительной машиной 15. На второй стадии газ сжимают компрессором 24, приводимым в действие дополнительным источником питания, который сжимает остаточный газ (поток 41е) до давления в трубопроводе, при котором газ поступает в продажу. После охлаждения до 120°Р [49°С] в выпускном холодильнике 25, продукт - остаточный газ (поток 411) направляют для продажи в трубопровод при давлении 1025 фунт/кв.дюйм [7067 кПа], достаточном, чтобы соответствовать требованиям, предъявляемым к давлению в трубопроводе (обычно порядка давления на входе).
Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 1, представлены в следующей таблице.
Т аблица I
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные в фунт-моль/ч [кг-моль/ч] (фиг. 1)
Поток Метан Этан Пропан Бутан+ Итого
31 25382 1161 362 332 28055
32 25050 1096 311 180 27431
33 332 65 51 152 624
36 5636 247 70 40 6172
39 19414 849 241 140 21259
48 3962 100 3 0 4200
41 25358 197 2 0 26056
45 24 964 360 332 1999
Извлечение*
Этан 83,06%
Пропан 99,50%
Бутан+ 99,98%
Мощность
Сжатие остаточного газа
Сжатие
рециркуляционного потока
Итого на сжатие
10783 л.с [ 17727 кВт]
260 л.с [ 427 кВт]
11043 л.с [ 18154 кВт]
* (На основе не округленных значений скоростей потоков)
Описание изобретения
На фиг. 2 показана технологическая схема промышленной установки переработки природного газа, выполненная в соответствии с настоящим изобретением. Состав сырьевого газа и условия, рассматриваемые в способе, представленном на фиг. 2 те же, что и для фиг. 1. Следовательно, способ переработки, показанный на фиг. 2, можно сравнить со способом, показанным на фиг. 1, чтобы проиллюстрировать преимущества настоящего изобретения.
В модели способа переработки на фиг. 2 входящий газ, поступающий на предприятие при температуре 120°Р [49°С] и давлении 1025 фунт/кв.дюйм [7067 кПа] как поток 31, охлаждают в теплообменнике 10 путем теплообмена с холодным остаточным газом (поток 46Ь), жидкостями ребойлера деметанизатора при 50°Р [10°С] (поток 44), жидкостями из нижнего бокового ребойлера деметанизатора при 8°Р [-13°С] (поток 43) и жидкостями из верхнего бокового ребойлера деметанизатора при -67°Р [-55°С] (поток 42). Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при температуре -38°Р [-39°С] и давлении 1015 фунт/кв.дюйм [6998 кПа], где пар (поток 32) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 33). Жидкость из сепаратора (поток 33/40) расширяется до рабочего давления (примерно 469 фунт/кв.дюйм [3234 кПа]) ректификационной колонны 18 посредством расширительного клапана 17, охлаждая поток 40а до температуры -67°Р [-55°С], прежде чем он поступит в ректификационную колонну 18 в нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (расположенную ниже точки ввода пото- 5 028835
ка 39а, как описано в параграфе [0031]).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 разделяют на два потока: 34 и 39. Поток 34, содержащий около 26% всего пара, проходит через теплообменник 12, обмениваясь теплом с холодным остаточным газом (поток 46а), где охлаждается в значительной степени до конденсации. Затем полученный в значительной степени конденсированный поток 36а при температуре -106°Р [-76°С] разделяют на две части - потоки 37 и 38. Поток 38, содержащий около 50,5% от всего в значительной степени конденсированного пара, однократно расширяется посредством расширительного клапана 14 до рабочего давления ректификационной колонны 18. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к дальнейшему охлаждению всего потока. В способе, показанном на фиг. 2, расширенный поток 38а, выходя из расширительного клапана 14, достигает температуры -127°Р [-88°С], прежде, чем будет подан в ректификационную колонну 18 в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны, в абсорбционную секцию 18а. Оставшиеся 49,5% в значительной степени конденсированного пара (поток 37) однократно расширяют посредством расширительного клапана 13 до давления, слегка превышающего рабочее давление в ректификационной колонне 18. Однократно расширенный поток 37а слегка нагревают в теплообменнике 22 от -126°Р [-88°С] до -125°Р [-87°С], и полученный поток 37Ь подают в ректификационную колонну 18 в другую верхнюю точку ввода питания в средней части колонны в абсорбционную секцию 18а.
Остальные 74% пара из сепаратора 11 (поток 39) поступают в рабочую расширительную машину 15, в которой энергия этой части пара высокого давления превращается в механическую энергию. В расширительной машине 15 происходит практически изоэнтропийное расширение пара до рабочего давления ректификационной колонны, с работой расширения и охлаждением расширенного потока 39а до температуры примерно -100°Р [-73°С]. Затем частично конденсированный расширенный поток 39а направляют в ректификационную колонну 18 в точку ввода питания средней части колонны (расположенную ниже точек ввода потоков 38а и 37Ь).
Деметанизатор в колонне 18 представляет собой обычную дистилляционную колонну, состоящую из множества вертикально расположенных, с интервалами, тарелок, одного или больше слоев насадки, или комбинацию тарелок и слоев насадки. Колонна деметанизации состоит из двух секций: верхней абсорбционной (ректификационной) секции 18а, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между паровой частью расширенных потоков 38а и 39а и нагретым расширенным потоком 37Ь, поднимающимися вверх, и холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты, и более тяжелые компоненты из паров, поднимающихся вверх; и нижней стриппинг-секции 18Ь, которая имеет тарелки и/или насадки, обеспечивающие необходимый контакт между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деметанизации 18Ь также оснащена одним или более ребойлерами (такими как ребойлер и боковые ребойлеры, описанные ранее), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, стекающих вниз по колонне, обеспечивая отгонку легких фракций, поднимающихся вверх по колонне и отделяя жидкий продукт, поток 45, от метана и более легких компонентов. Поток 39а поступает в деметанизатор 18 в промежуточную точку ввода питания, расположенную в нижней зоне абсорбционной секции 18а деметанизатора 18. Жидкая часть расширенного потока смешивается с жидкостями, опускающимися вниз из абсорбционной секции 18а, и объединенная жидкость продолжает движение вниз в стриппинг-секцию 18Ь деметанизатора 18. Паровая часть расширенного потока смешивается с парами, поднимающимися из стриппинг-секции 18Ь, и объединенный пар поднимается вверх по абсорбционной секции 18а и контактирует с холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать С2 компоненты, С3 компоненты и более тяжелые компоненты. Часть отогнанного пара (поток 48) выводят из промежуточной зоны абсорбционной секции 18а ректификационной колонны 18, выше точки ввода расширенного потока 39а в нижней зоне абсорбционной секции 18а и ниже точек ввода расширенного потока 38а и нагретого расширенного потока 37Ь. Поток отогнанного пара 48 при температуре -116°Р [-82°С] объединяют с частью (поток 47) потока пара верхнего погона 41 при температуре -128°Р [-89°С] с образованием объединенного потока пара 49 при -118°Р [-83°С]. Объединенный поток пара 49 сжимают до давления 592 фунт/кв.дюйм [4080 кПа] (поток 49а) посредством компрессора для флегмы 21, затем охлаждают от -92°Р [-69°С] до -124°Р [-87°С] и в значительной степени конденсируют (поток 49Ь) в теплообменнике 22 путем теплообмена с потоком остаточного газа 46 (оставшейся частью холодного потока верхнего погона 41 деметанизатора, выходящего с верха деметанизатора 18) и однократно расширенным потоком 37а, как описано ранее. Холодный поток остаточного газа нагревается до -110°Р [-79°С] (поток 46а), охлаждая сжатый объединенный поток пара 49а.
В значительной степени конденсированный поток 49Ь однократно расширяется до рабочего давления деметанизатора 18 посредством расширительного клапана 23. Часть пара в потоке испаряется, охлаждая поток 49с до -132°Р [-91°С], прежде чем он поступит виде холодной верхней подачи (флегмы) в деметанизатор 18. Эта холодная жидкая флегма абсорбирует и конденсирует С2 компоненты, С3 компоненты и более тяжелые компоненты, поднимающиеся в верхней зоне ректификации абсорбционной секции 18а деметанизатора 18.
В стриппинг-секции 18Ь деметанизатора 18, входящие потоки освобождаются от метана и более легких компонентов. Полученный жидкий продукт (поток 45) выходит из куба колонны 18 при 68°Р
- 6 028835
[20°С] (соотношение метан:этан в кубовом продукте соответствует типичной спецификации соотношения метана к этану, равному 0,025:1 (молярное соотношение)). Частично нагретый поток остаточного газа 46а проходит противотоком к газу, входящему в теплообменник 12, где нагревается до -61°Р [-52°С] (поток 46Ь) и теплообменник 10, где нагревается до 112°Р [44°С] (поток 46с), обеспечивая охлаждение, описанное ранее. Затем остаточный газ повторно сжимают в две стадии, компрессором 16, приводимым в действие расширительной машиной 15 и компрессором 24, приводимым в действие дополнительным источником энергии. Затем поток 46е охлаждают до 120°Р [49°С] в выпускном холодильнике 25, продукт - остаточный газ (поток 461) направляют для продажи в трубопровод при давлении 1025 фунт/кв.дюйм [7067 кПа], достаточном, чтобы соответствовать требованиям, предъявляемым к давлению в трубопроводе (обычно порядка давления на входе).
Обобщенные данные о скоростях потоков и энергопотреблении для способа переработки, показанного на фиг. 2, представлены в следующей таблице.
Таблица II
Обобщенные данные о скоростях потоков, выраженные в фунт-моль/ч [кг-моль/ч] (фиг. 2)
Поток Метан Этан Пропан Бутан+ Итого
31 25382 1161 362 332 28055
32 25050 1096 310 180 27431
33 332 65 52 152 624
34 6563 287 81 47 7187
35 0 0 0 0 0
36 6563 287 81 47 7187
37 3249 142 40 23 3558
38 3314 145 41 24 3629
39 18487 809 229 133 20244
40 332 65 52 152 624
41 25874 178 1 0 26534
47 517 4 0 0 531
48 3801 79 2 0 4000
49 4318 83 2 0 4531
46 25357 174 1 0 26003
45 25 987 361 332 2052
Извлечение*
Мощность
Этан 84,98%
Пропан 99,67%
Бутан+ 99,99%
Сжатие остаточного газа 10801 л.с [ 17757 кВт]
Сжатие флегмы 241 л.с [ 396 кВт]
Итого на сжатие 11042 л.с [ 18153 кВт]
* (На основе не округленных значений скоростей потоков).
Сравнение данных, приведенных в табл. I и II, показывает, что по сравнению с предыдущим уровнем техники настоящее изобретение повышает извлечение этана с 83,06 до 84,98%, извлечение пропана с
- 7 028835
99,50 до 99,67% и извлечение бутана+ с 99,98 до 99,99%. Дальнейшее сравнение данных, приведенных в табл. I и II, показывает, что повышение выхода продукта достигнуто при той же энергии, что и в прототипе. Если сравнивать эффективность извлечения (определяемую, как количество извлеченного этана в расчете на единицу затраченной энергии), то настоящее изобретение показывает повышение эффективности на 2% по сравнению с предыдущим способом переработки, представленным на фиг. 1.
Повышение эффективности извлечения, достигаемое в настоящем изобретении по сравнению с прототипами, можно понять, если проанализировать усовершенствование в ректификации, которое предлагает настоящее изобретение для верхней зоны абсорбционной секции 18а. По сравнению с прототипом, способ которого представлен на фиг. 1, настоящее изобретение обеспечивает лучший по содержанию компонентов флегмовый поток, содержащий больше метана и меньше компонентов С2+. Сравнение флегмового потока 48 в табл. I для фиг. 1 схемы прототипа с флегмовым потоком 49 в табл. II для настоящего изобретения показывает, что настоящее изобретение обеспечивает флегмовый поток, который больше по количеству (почти на 8%) при значительно более низкой концентрации компонентов С2+ (1,9% для настоящего изобретения против 2,5% для схемы прототипа на фиг. 1). Далее, поскольку в настоящем изобретении используют часть в значительной степени конденсированного сырьевого потока 36а (расширенный поток 37а), чтобы дополнить охлаждение, обеспечиваемое остаточным газом (поток 46), то сжатый флегмовый поток 49а можно в значительной степени сконденсировать при более низком давлении, что уменьшает количество энергии, необходимой для работы компрессора для флегмы 21 по сравнению со схемой прототипа на фиг. 1, даже хотя скорость флегмового потока выше для настоящего изобретения.
В отличие от способа прототипа, описанного патентовладельцем в патенте США № 4889545, в настоящем изобретении используют только часть в значительной степени конденсированного сырьевого потока 36а (расширенный поток 37а) для охлаждения сжатого флегмового потока 49а. Это позволяет остальную часть этого в значительной степени конденсированного сырьевого потока 36а (расширенный поток 38а) использовать для извлечения большого количества компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, содержащихся в расширенном потоке 39а, и в парах, поднимающихся из стриппинг-секции 18Ь. В настоящем изобретении холодный остаточный газ (поток 46) используют для охлаждения сжатого флегмового потока 49а по большей части за счет этого потока 46, уменьшая нагревание потока 37а по сравнению с прототипом, так что получаемый в результате поток 37Ь можно использовать для дополнительного извлечения компонентов, осуществляемого расширенным потоком 38а. Дополнительная ректификация, создаваемая флегмовым потоком 49с, может снизить количество компонентов С2, компонентов С3 и компонентов С2+, содержащихся во входящем сырьевом газе, которые теряются, уходя с остаточным газом.
Настоящее изобретение также снижает необходимость в ректификации за счет флегмового потока 49с в абсорбционной секции 18а по сравнению со способом, описанным в патенте США №4889545, благодаря конденсации флегмового потока 49с менее теплыми питающими колонну потоками (потоки 37Ь, 38а и 39а), подаваемыми в абсорбционную секцию 18а. Если весь в значительной степени конденсированный поток 36а расширится и нагреется, чтобы прошла конденсация, как описано в патенте США № 4889545, то не только меньше холодной жидкости в полученном потоке будет доступно для ректификации паров, поднимающихся в абсорбционной секции 18а, но и значительно больше паров будет в верхней зоне абсорбционной секции 18а, которые подлежат ректификации за счет флегмового потока. Фактический результат заключается в том, что флегмовый поток в способе, описанном в патенте США № 4889545, позволяет большему количеству компонентов С2 уйти из колонны с потоком остаточного газа по сравнению с настоящим изобретением, что снижает эффективность извлечения компонентов по сравнению с настоящим изобретением. Ключевые усовершенствования настоящего изобретения по сравнению со способом, описанным в патенте США №4889545, заключаются в том, что холодный поток остаточного газа 46 используют, чтобы охладить сжатый флегмовый поток 49а в теплообменнике 22 в основном за счет этого потока 46, и что поток отогнанного пара 48 содержит значительную фракцию компонентов С2, не обнаруживаемых в потоке верхнего погона 41, благодаря чему достаточное количество метана конденсируется и используется в качестве флегмы без дополнительной значительной нагрузки на ректифицирование в абсорбционной секции 18а, обусловленной чрезмерным испарением потока 36а, происходящим при его расширении и нагревании, как описано в прототипе - патенте США № 4889545.
Другие варианты воплощения изобретения.
В соответствии с настоящим изобретением, как правило, выгоднее спроектировать абсорбционную (ректификационную) секцию деметанизатора с несколькими теоретическими ступенями разделения. Однако преимущества настоящего изобретения можно получить при наличии всего лишь двух теоретических ступеней разделения. Например, весь или часть расширенного флегмового потока (поток 49с), уходящего из расширительного клапана 23, весь или часть расширенного в значительной степени конденсированного потока 38а после расширительного клапана 14, и весь или часть нагретого расширенного потока 37Ь, уходящего из теплообменника 22, можно объединить (например, в трубопроводе, который подсоединяет расширительные клапаны и теплообменник к деметанизатору), и при тщательном смешении
- 8 028835
пары и жидкости смешаются вместе и разделятся в соответствии с относительной летучестью различных компонентов общих объединенных потоков. Такое смешение трех потоков в сочетании с контактированием по крайней мере с частью расширенного потока 39а, следует рассматривать в пределах цели этого изобретения, как составной элемент абсорбционной секции.
На фиг. 3-6 показаны другие варианты воплощения настоящего изобретения. На фиг. 2-4 ректификационная колонна спроектирована в виде одного аппарата. На фиг. 5, 6 показаны ректификационные колоны, спроектированные в виде двух аппаратов: абсорбционная (ректификационная) колонна 18 (устройство для контактирования и разделения) и стриппинг (дистилляционная) колонна 20. В таких случаях, поток пара верхнего погона 54 из стриппинг-колонны 20 направляют в нижнюю секцию абсорбционной колонны 18 (через поток 55), чтобы привести в контакт с флегмовым потоком 49с, расширенным и в значительной степени конденсированным потоком 38а, и нагретым расширенным потоком 37Ь. Насос 19 используют для подачи жидкостей (поток 53), вытекающих из куба абсорбционной колонны 18, в верхнюю часть стриппинг-колонны 20, так что обе колонны эффективно функционируют как одна дистилляционная система. Решение о том, строить ли ректификационную колонну в виде одного аппарата (например, деметанизатора 18 на фиг. 2-4) или нескольких аппаратов будет зависеть от ряда факторов, таких как размер предприятия, расстояние до производственных помещений и т.д.
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать выводу отогнанного потока пара 48 на фиг. 3 и 4 из верхней зоны абсорбционной секции 18а (поток 50) выше точки ввода расширенного и в значительной степени конденсированного потока 38а, а не из промежуточной зоны абсорбционной секции 18а (поток 51) ниже точки ввода расширенного и в значительной степени конденсированного потока 38а. Подобно этому на фиг. 5 и 6, поток отогнанного пара 48 можно вывести из абсорбционной колонны 18 выше точки ввода расширенного и в значительной степени конденсированного потока 38а (поток 50) или ниже точки ввода расширенного и в значительной степени конденсированного потока 38а (поток 51). В других случаях может оказаться преимуществом вывод отогнанного потока пара 48 из верхней зоны стриппинг-секции 18Ь в деметанизаторе 18 (поток 52) на фиг. 3 и 4. Аналогично на фиг. 5 и 6, часть (поток 52) потока пара верхнего погона 54 из стриппинг-колонны 20 можно объединить с потоком 47 с образованием потока 49, а остальную часть (поток 55) направить в нижнюю секцию абсорбционной колонны 18.
Как описано ранее, сжатый объединенный поток пара 49а является в значительной степени конденсированным и полученный конденсат используют для абсорбции ценных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых компонентов из паров, поднимающихся в абсорбционной секции 18а деметанизатора 18 или в абсорбционной колонне 18. Однако настоящее изобретение не ограничивается этим вариантом воплощения изобретения. Оно может быть выгодно, например, если обрабатывать только часть этих паров таким образом или использовать только часть конденсата в качестве абсорбента в случаях, где другие конструкторские решения показывают, что части паров или конденсата следует направить в обход абсорбционной секции 18а деметанизатора 18 или абсорбционной колонны 18. В одних обстоятельствах может оказаться предпочтительной частичная конденсация, а не практически полная, сжатого объединенного потока пара 49а в теплообменнике 22. В других обстоятельствах может быть выгодно, чтобы поток отогнанного пара 48 был полностью потоком пара бокового погона ректификационной колонны 18 или абсорбционной колонны 18, а не частью потока пара бокового погона. Следует также отметить, что в зависимости от состава входящего газового потока может быть выгоднее использовать внешние теплоносители, чтобы обеспечить частичное охлаждение сжатого объединенного потока пара 49а в теплообменнике 22.
Характеристики сырьевого газа, размер предприятия, доступное оборудование или другие факторы могут указать на то, что можно исключить рабочую расширительную машину 15, или заменить ее альтернативным устройством для расширения (таким, как расширительный клапан). Хотя расширение отдельного потока изображено на примере конкретного устройства расширения, в случае необходимости можно использовать альтернативные способы расширения. Например, характеристики потока могут служить обоснованием для рабочего расширения в значительной степени конденсированных частей сырьевого потока (потоки 37 и 38) или в значительной степени конденсированного флегмового потока, уходящего из теплообменника 22 (поток 49Ь).
В зависимости от количества более тяжелых углеводородов в сырьевом газе и давления сырьевого газа охлажденный поток сырьевого газа 31а, уходящий из теплообменника 10 на фиг. 2-6, может не содержать какую-либо жидкость (потому что газ находится выше его точки росы, или выше его криконденбара (точки максимального давления, при которой могут сосуществовать две фазы)). В таких случаях сепаратор 11, показанный на фиг. 2-6, не требуется.
В соответствии с настоящим изобретением разделение потока пара можно осуществить разными путями. В способах, показанных на фиг. 2, 3 и 5, разделение потока пара имеет место после охлаждения и сепарации каких-либо жидкостей, которые могут образоваться. Однако газ высокого давления можно разделить перед любым охлаждением входящего газа, как показано на фиг. 4 и 6. В некоторых вариантах воплощения изобретения, эффективное разделение пара можно осуществить в сепараторе.
- 9 028835
Жидкость высокого давления (поток 33 на фиг. 2-6) необязательно расширять и подавать в колонну в точку ввода питания средней части дистилляционной колонны. Вместо этого всю ее или часть можно объединить с частью выходящего из сепаратора пара (поток 34 на фиг. 2, 3 и 5) или частью охлажденного сырьевого газа (поток 34а на фиг. 4 и 6), поступающего в теплообменник 12. (Такая ситуация показана на фиг. 2-6, где поток 35 обозначен пунктирной линией) Любая оставшаяся часть жидкости может быть расширена посредством подходящего устройства для расширения, такого как расширительный клапан или расширительная машина, и подана в колонны в точку ввода питания средней части дистилляционной колонны (поток 40а на фиг. 2-6). Поток 40 также можно использовать для охлаждения входящего газа или в каком-либо теплообменнике перед или после стадии расширения перед направлением в деметанизатор.
В соответствии с настоящим изобретением можно использовать внешние теплоносители с целью дополнительного охлаждения входящего газа, охлаждаемого различными технологическими потоками, особенно в случае входящего газа, богатого летучими компонентами. Использование и распределение жидкостей, выходящих из сепаратора, и жидкостей бокового погона, выходящих из деметанизатора, для целей теплообмена и конкретное расположение теплообменников для охлаждения входящего газа необходимо оценивать для каждого конкретного применения, так же как выбор технологических потоков для конкретного вида теплообмена.
Следует также признать, что относительное количество исходного сырьевого газа, содержащееся в каждой ветви разделенного на части пара, будет зависеть от нескольких факторов, включая давление газа, состав сырьевого газа, количество тепла, которое эффективно (с точки зрения экономики) можно извлечь из сырьевого газа, и доступная мощность в лошадиных силах. Повышенная подача потока в верхнюю часть колонны может повысить извлечение компонентов при одновременном снижении мощности, получаемой от расширителя, тем самым увеличивая потребность в мощности в лошадиных силах для повторного сжатия. Повышенная подача потока в нижнюю часть колонны снижает потребляемую мощность в лошадиных силах, но также может снизить извлечение компонентов. Относительные расположения точек ввода питания в средней части колонны могут варьировать в зависимости от состава входящего газа или других факторов, таких как желаемое извлечение компонентов и количество жидкости, образующейся при охлаждении входящего газа. Кроме того, два или более потоков питания колонны или частей этих потоков можно объединять в зависимости от относительных температур и количества индивидуальных потоков, и объединенный поток затем подавать на питание колонны в среднюю часть колонны. Например, обстоятельства могут благоприятствовать объединению расширенного и в значительной степени конденсированного потока 38а с нагретым расширенным потоком 37Ь и подаче объединенного потока в единственную верхнюю точку ввода питания колонны в средней части ректификационной колонны 18 (фиг. 2-4) или абсорбционной колонны 18 (фиг. 5 и 6). Фиг. 2-4 иллюстрируют варианты выполнения изобретения, где расширенная первая часть конденсированного потока (поток 38а) подается в дистилляционную колонну выше верхней точки ввода питания средней части колонны, и где нагретая расширенная вторая конденсированная часть (поток 37Ь) также подается в дистилляционную колонну выше верхней точки ввода питания средней части колонны. Фиг. 5 и 6 также иллюстрируют варианты выполнения изобретения, где расширенная часть первого конденсированного потока (поток 38а) подается в устройство для контактирования и разделения (абсорбционная колонна) в точку ввода питания в средней части колонны, и где нагретая расширенная вторая часть конденсированного потока (поток 37Ь) также подается в устройство для контактирования и разделения в точку ввода питания в средней части колонны. В определенных обстоятельствах можно использовать подачу нагретой расширенной части конденсированного потока в дистилляционную колонну в дополнительной верхней точке ввода питания в средней части колонны или в устройство для контактирования и разделения в дополнительной средней точке питания колонны.
Настоящее изобретение обеспечивает повышенное извлечение компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов в расчете на количество потребляемой энергии, требуемой для осуществления способа переработки. Улучшение в потреблении энергии вспомогательными устройствами, необходимыми для осуществления деметанизации или деэтанизации, может проявляться в форме снижения потребляемой мощности для сжатия или повторного сжатия, снижения потребляемой мощности для охлаждения с помощью внешних теплоносителей, снижения потребности в энергии для ребойлеров колонны или их комбинации.
Хотя здесь описано то, что считается предпочтительными вариантами воплощения изобретения, специалисты в этой области поймут, что возможны другие и дальнейшие модификации предлагаемого изобретения, например адаптирование изобретения к разным условиям, типам исходного сырья или к другим требованиям без отклонения от сути настоящего изобретения, как оно определено следующей формулой изобретения.
- 10 028835

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ разделения газового потока (31), содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа (461) и относительно менее летучую фракцию (45), содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов либо указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому
    указанный газовый поток (31) охлаждают (10) под давлением с получением охлажденного потока; указанный охлажденный поток расширяют до более низкого давления с дальнейшим охлаждением
    потока;
    указанный более охлажденный поток направляют в дистилляционную колонну (18) и фракционируют при указанном пониженном давлении, в результате чего компоненты указанной относительно менее летучей фракции (45) извлекаются,
    отличающийся тем, что охлаждаемый газовый поток (31) разделяют на первый (34) и второй (39) потоки; и
    (1) указанный первый поток (34) охлаждают (12), чтобы сконденсировать его в значительной степени (36а);
    (2) указанный в значительной степени конденсированный первый поток (36а) разделяют, по крайней мере, на первую часть конденсированного потока (38) и вторую часть конденсированного потока (37);
    (3) указанную первую часть конденсированного потока (38) расширяют (14) до указанного пониженного давления, в результате чего происходит его дальнейшее охлаждение, после чего подают в указанную дистилляционную колонну (18) в верхнюю точку ввода питания в средней части колонны (38а);
    (4) указанную вторую часть конденсированного потока (37) расширяют (13) до указанного пониженного давления, в результате чего происходит его дальнейшее охлаждение, нагревают (22) и после этого подают в указанную дистилляционную колонну (18) в другую верхнюю точку ввода питания в средней части колонны (37Ь);
    (5) указанный второй поток (39) расширяют (15) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (18) в точку ввода питания средней части колонны (39а), расположенную ниже указанных верхних точек ввода питания в средней части колонны (38а, 37Ь);
    (6) поток пара верхнего погона (41) выводят из верхней зоны указанной дистилляционной колонны (18) и разделяют, по крайней мере, на первую часть потока пара (47) и вторую часть потока пара (46);
    (7) указанную вторую часть потока пара (46) нагревают (22), после чего отводят по крайней мере часть указанной нагретой второй части потока пара (46а) как указанную летучую фракцию остаточного газа (461);
    (8) образовавшийся поток отогнанного пара (50, 51, 52, 48) отводят из зоны указанной дистилляционной колонны (18):
    (a) выше указанных верхних точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь); или
    (b) ниже точки ввода питания верхней части колонны (49с) и выше указанных верхних точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь); или
    (c) ниже указанных верхних точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь) и выше указанной точки ввода питания средней части колонны (39а); или
    (б) ниже указанной точки ввода питания средней части колонны (39а)
    и объединяют с указанной первой частью потока пара (47) с образованием объединенного потока пара (49);
    (9) указанный объединенный поток пара (49) сжимают (21) до более высокого давления;
    (10) указанный сжатый объединенный поток пара (49а) охлаждают (22) достаточно, чтобы сконденсировать по крайней мере часть его, с образованием конденсированного потока (49Ь), при этом осуществляя, по крайней мере, частичный нагрев на стадиях (4) и (7);
    (11) по крайней мере часть указанного конденсированного потока (49Ь) расширяют (23) до указанного пониженного давления, после чего направляют в указанную дистилляционную колонну (18) в указанную верхнюю точку ввода питания (49с); и
    (12) количества и температуры указанных потоков питания (38а), (37Ь), (39а), (49с), входящих в указанную дистилляционную колонну (18), регулируют таким образом, чтобы поддерживать температуру верхней части указанной дистилляционной колонны такой, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (45).
  2. 2. Способ по п.1, в котором указанный газовый поток (31) разделяют на указанный первый (34) и второй (39) потоки перед охлаждением (10) и указанный второй поток (39) охлаждают (10) и затем расширяют (15) до указанного пониженного давления и направляют в указанную дистилляционную колонну (18) в указанную точку ввода питания (32а).
  3. 3. Способ по п.1, в котором газовый поток (31) охлаждают (10) достаточно, чтобы частично скон- 11 028835
    денсировать его (31а); и:
    a) указанный частично конденсированный газовый поток (31а) разделяют (11), чтобы получить поток пара (32) и по крайней мере один поток жидкости (33);
    b) указанный поток пара (32) затем разделяют на указанный первый (3) и второй потоки (39);
    c) по крайней мере часть (40) по крайней мере одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (18) в нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (40а), расположенную ниже указанной точки ввода питания средней части колонны (39а).
  4. 4. Способ по п.2, в котором:
    (a) указанный второй поток (39) охлаждают (10) под давлением в достаточной мере, чтобы частично сконденсировать его (39а);
    (b) указанный частично сконденсированный второй поток (39а) разделяют (11), чтобы получить поток пара (32) и по крайней мере один поток жидкости (33);
    (c) указанный поток пара (32) расширяют (15) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (18) в указанную точку ввода питания средней части колонны (32а);
    (ά) по крайней мере часть (40) по крайней мере одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (18) в нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (40а), расположенную ниже указанной точки ввода питания средней части колонны (32а).
  5. 5. Способ по п.3, в котором:
    (a) указанный первый поток (34) объединяют по крайней мере с частью (35), по крайней мере, указанного одного потока жидкости (33) с образованием объединенного потока (36), после чего указанный объединенный поток (36) охлаждают (12), чтобы сконденсировать его в значительной степени;
    (b) указанный в значительной степени конденсированный поток (36а) разделяют, по крайней мере, на указанную первую часть конденсированного потока (38) и указанную вторую часть (37) конденсированного потока; и
    (c) оставшуюся часть (40), по крайней мере, указанного одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну (18) в указанную нижнюю точку ввода питания в средней части колонны (40а).
  6. 6. Способ разделения газового потока (31), содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа (461) и относительно менее летучую фракцию (45), содержащую основную часть указанных компонентов С2, компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов либо указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, согласно которому
    указанный газовый поток (31) охлаждают (10) под давлением с получением охлажденного потока; указанный охлажденный поток расширяют до более низкого давления с дальнейшим охлаждением
    потока;
    указанный более охлажденный поток направляют в дистилляционную колонну (18) и фракционируют при указанном пониженном давлении, в результате чего компоненты указанной относительно менее летучей фракции (45) извлекаются,
    отличающийся тем, что охлаждаемый газовый поток (31) разделяют на первый (34) и второй (39) потоки; и
    (1) указанный первый поток (34) охлаждают (12), чтобы сконденсировать его в значительной степени (36а);
    (2) указанный в значительной степени конденсированный первый поток (36а) разделяют, по крайней мере, на первую часть конденсированного потока (38) и вторую часть конденсированного потока (37);
    (3) указанную первую часть конденсированного потока (38) расширяют (14) до указанного пониженного давления, после чего подают в точку ввода питания средней части колонны (38а) в устройство для контактирования и разделения (18), в котором образуется дополнительный поток пара верхнего погона (41) и поток кубовой жидкости (53), после чего указанный поток кубовой жидкости (53а) подают в указанную дистилляционную колонну (20);
    (4) указанную вторую часть конденсированного потока (37) расширяют (13) до указанного пониженного давления, нагревают (22) и после этого подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в другую точку ввода питания средней части устройства (37Ь);
    (5) указанный второй поток (39) расширяют (15) до указанного пониженного давления и подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в первую нижнюю точку ввода питания устройства (39а), расположенную ниже упомянутых точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь);
    (6) образовавшийся в указанной дистилляционной колонне (20) поток пара верхнего погона (54) выводят из верхней зоны указанной дистилляционной колонны (20) и подают в указанное устройство для
    - 12 028835
    контактирования и разделения (18) во вторую нижнюю точку ввода питания устройства (55), расположенную ниже указанных точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь);
    (7) дополнительный поток пара верхнего погона (41) отводят из указанного устройства для контактирования и разделения (18) и разделяют, по крайней мере, на первую часть потока пара (47) и вторую часть потока пара (46);
    (8) указанную вторую часть потока пара (46) нагревают (22), после чего отводят по крайней мере часть указанной нагретой второй части потока пара (46а) как указанную летучую фракцию остаточного газа (461);
    (9) образовавшийся поток отогнанного пара (50, 51, 48) отводят из указанного устройства для контактирования и разделения (18);
    (ί) выше указанных точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь); или
    (ίί) ниже верхней точки ввода питания (49с) и выше указанных точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь) или
    (ίίί) ниже указанных точек ввода питания средней части колонны (38а, 37Ь) и выше указанной первой и второй точек нижних точек ввода питания колонны (39а, 55);
    и объединяют с указанной первой частью потока пара (47) с образованием указанного объединенного потока пара (49);
    (10) указанный объединенный поток пара (49) сжимают (21) до более высокого давления;
    (11) указанный сжатый объединенный поток пара (49а) охлаждают (22) достаточно, чтобы сконденсировать по крайней мере часть его с образованием конденсированного потока (49Ь), при этом осуществляя, по крайней мере, частичный нагрев на стадиях (4) и (8);
    (12) по крайней мере часть указанного конденсированного потока (49Ь) расширяют (23) до указанного пониженного давления, после чего направляют в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в указанную верхнюю точку ввода питания (49с); и
    (13) количества и температуры указанных потоков (38а), (37Ь), (39а), (55), (49с), входящих в указанное устройство для контактирования и разделения (18) регулируют таким образом, чтобы поддерживать температуру верхней части указанного устройства для контактирования и разделения (18) такой, при которой извлекается большая часть компонентов в указанной относительно менее летучей фракции (45).
  7. 7. Способ по п.6, в котором указанный газовый поток (31) разделяют на первый (34) и второй (39) потоки перед охлаждением (10); и
    указанный второй поток (39) охлаждают (10), после чего расширяют (15) до указанного пониженного давления и подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в указанную первую нижнюю точку ввода питания устройства (32а).
  8. 8. Способ по п.6, в котором указанный газовый поток (31) охлаждают (10) достаточно, чтобы частично сконденсировать его (31а); и:
    (a) указанный частично конденсированный газовый поток (31а) разделяют (11), чтобы получить поток пара (32) и по крайней мере один поток жидкости (33);
    (b) указанный поток пара (32) затем разделяют на указанные первый (34) и второй (39) потоки; и
    (c) по крайней мере часть (40), по крайней мере, указанного одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают (40а) в указанную дистилляционную колонну (20) в точку ввода питания средней части колонны.
  9. 9. Способ по п.7, в котором:
    (a) указанный второй поток (39) охлаждают (10) под давлением достаточным, чтобы частично сконденсировать его (39а);
    (b) указанный частично конденсированный второй поток (39а) разделяют (11), получая поток пара (32) и по крайней мере один поток жидкости (33);
    (c) указанный поток пара (32) расширяют (15) до указанного пониженного давления и подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в первую нижнюю точку ввода питания устройства (32а);
    (ά) по крайней мере часть (40) указанного по крайней мере одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления, после чего подают в указанную дистилляционную колонну (20) в точку ввода питания средней части колонны (40а).
  10. 10. Способ по п.8, в котором:
    (a) указанный первый поток (34) объединяют по крайней мере с частью (35) по крайней мере одного потока жидкости (33) с образованием объединенного потока (36), после чего указанный объединенный поток (36) охлаждают (12), чтобы сконденсировать весь его в значительной степени (36а);
    (b) указанный в значительной степени конденсированный объединенный поток (36а) разделяют, по крайней мере, на указанную первую часть конденсированного потока (38) и указанную вторую часть конденсированного потока (37);
    (c) какую-либо оставшуюся часть (40) указанного по крайней мере одного потока жидкости (33) расширяют (17) до указанного пониженного давления и подают в указанную дистилляционную колонну
    - 13 028835
    (20) в точку ввода питания средней части колонны (40а).
  11. 11. Способ по пп.6-9 или 10, отличающийся тем, что указанный поток пара верхнего погона (54) разделяют на указанный поток отогнанного пара (52, 48) и дополнительный поток отогнанного пара (55), после чего указанный дополнительный поток отогнанного пара (55) подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в указанную вторую нижнюю точку ввода питания устройства.
  12. 12. Способ по пп.1-4 или 5, отличающийся тем, что указанную нагретую, расширенную вторую часть сконденсированного потока (37Ь) подают в указанную дистилляционную колонну (18) в другую верхнюю точку ввода питания в средней части колонны, которая отличается от точки подачи питания (38а), указанной в п.1(3).
  13. 13. Способ по пп.6-9 или 10, отличающийся тем, что указанную нагретую, расширенную вторую часть конденсированного потока (37Ь) подают в устройство для контактирования и разделения (18) в точку ввода питания средней части устройства, которая отличается от точки подачи питания (38а), указанной в п.6(а), и от точки подачи питания (37Ь), указанной в п.6(3).
  14. 14. Способ по п.11, отличающийся тем, что указанную нагретую, расширенную вторую часть конденсированного потока (37Ь) подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в точку ввода питания средней части устройства, которая отличается от точки подачи питания (38а), указанной в п.6(3).
  15. 15. Способ по пп.1-4 или 5, отличающийся тем, что указанную расширенную первую часть конденсированного потока (38а), указанную нагретую, расширенную вторую часть конденсированного потока (37Ь) подают в указанную дистилляционную колонну (18) в одну верхнюю точку ввода питания в средней части колонны.
  16. 16. Способ по пп.6-8 или 9, отличающийся тем, что указанную расширенную первую часть конденсированного потока (38а), указанную нагретую, расширенную вторую часть конденсированного потока (37Ь) подают в указанное устройство для контактирования и разделения (18) в одну верхнюю точку ввода питания в средней части устройства.
EA201200521A 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа EA028835B1 (ru)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US24418109P 2009-09-21 2009-09-21
US34615010P 2010-05-19 2010-05-19
US35104510P 2010-06-03 2010-06-03
US12/869,139 US20110067443A1 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon Gas Processing
US12/869,007 US9476639B2 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US12/868,993 US20110067441A1 (en) 2009-09-21 2010-08-26 Hydrocarbon Gas Processing
PCT/US2010/046967 WO2011049672A1 (en) 2009-09-21 2010-08-27 Hydrocarbon gas processing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201200521A1 EA201200521A1 (ru) 2012-09-28
EA028835B1 true EA028835B1 (ru) 2018-01-31

Family

ID=43755438

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200521A EA028835B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа
EA201200520A EA024075B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа
EA201200524A EA021947B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201200520A EA024075B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа
EA201200524A EA021947B1 (ru) 2009-09-21 2010-08-27 Переработка углеводородного газа

Country Status (22)

Country Link
US (4) US20110067443A1 (ru)
EP (3) EP2480846A1 (ru)
JP (3) JP5793145B2 (ru)
KR (3) KR101619568B1 (ru)
CN (3) CN102575898B (ru)
AR (2) AR078402A1 (ru)
AU (3) AU2010295870A1 (ru)
BR (3) BR112012006279A2 (ru)
CA (3) CA2772972C (ru)
CL (3) CL2012000687A1 (ru)
CO (3) CO6531456A2 (ru)
EA (3) EA028835B1 (ru)
EG (2) EG26970A (ru)
MX (3) MX2012002969A (ru)
MY (3) MY161462A (ru)
NZ (3) NZ599335A (ru)
PE (3) PE20121421A1 (ru)
SA (3) SA110310707B1 (ru)
SG (3) SG178933A1 (ru)
TW (3) TW201111725A (ru)
WO (3) WO2011049672A1 (ru)
ZA (2) ZA201202633B (ru)

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100565061C (zh) * 2003-10-30 2009-12-02 弗劳尔科技公司 柔性液态天然气工艺和方法
US7777088B2 (en) 2007-01-10 2010-08-17 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide fractionalization process
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 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
US20110067443A1 (en) * 2009-09-21 2011-03-24 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
CN102933273B (zh) 2010-06-03 2015-05-13 奥特洛夫工程有限公司 碳氢化合物气体处理
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US10508520B2 (en) 2011-10-26 2019-12-17 QRI Group, LLC Systems and methods for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
US9710766B2 (en) * 2011-10-26 2017-07-18 QRI Group, LLC Identifying field development opportunities for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
US20130110474A1 (en) 2011-10-26 2013-05-02 Nansen G. Saleri Determining and considering a premium related to petroleum reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US9767421B2 (en) 2011-10-26 2017-09-19 QRI Group, LLC Determining and considering petroleum reservoir reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US9946986B1 (en) 2011-10-26 2018-04-17 QRI Group, LLC Petroleum reservoir operation using geotechnical analysis
KR101368797B1 (ko) * 2012-04-03 2014-03-03 삼성중공업 주식회사 천연가스 분별증류 장치
CA2790961C (en) * 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
WO2014047464A1 (en) 2012-09-20 2014-03-27 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for ngl recovery for high nitrogen content feed gases
CA2813260C (en) * 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
JP6591983B2 (ja) 2013-09-11 2019-10-16 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 炭化水素ガス処理
CA2923447C (en) 2013-09-11 2022-05-31 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
CN105531552B (zh) 2013-09-11 2018-05-25 奥特洛夫工程有限公司 烃类气体处理
CA2935851C (en) * 2014-01-02 2022-05-03 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
US9945703B2 (en) 2014-05-30 2018-04-17 QRI Group, LLC Multi-tank material balance model
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
US10508532B1 (en) 2014-08-27 2019-12-17 QRI Group, LLC Efficient recovery of petroleum from reservoir and optimized well design and operation through well-based production and automated decline curve analysis
CN104263402A (zh) * 2014-09-19 2015-01-07 华南理工大学 一种利用能量集成高效回收管输天然气中轻烃的方法
US10808999B2 (en) * 2014-09-30 2020-10-20 Dow Global Technologies Llc Process for increasing ethylene and propylene yield from a propylene plant
EP3029019B1 (de) * 2014-12-05 2017-10-04 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen
CA2881949C (en) * 2015-02-12 2023-08-01 Mackenzie Millar A method to produce plng and ccng at straddle plants
CN106278782A (zh) * 2015-05-29 2017-01-04 汪上晓 碳五产物分离装置
CA2997628C (en) 2015-09-16 2022-10-25 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
FR3042984B1 (fr) * 2015-11-03 2019-07-19 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Optimisation d’un procede de deazotation d’un courant de gaz naturel
FR3042983B1 (fr) * 2015-11-03 2017-10-27 Air Liquide Reflux de colonnes de demethanisation
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US10458207B1 (en) 2016-06-09 2019-10-29 QRI Group, LLC Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization
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
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11402155B2 (en) * 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
CA3033088C (en) * 2016-09-09 2025-05-13 Fluor Technologies Corporation PROCESSES AND CONFIGURATION FOR REASPRACTING AN LNG PLANT FOR ETHANUM RECOVERY
GB2556878A (en) * 2016-11-18 2018-06-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Hydrocarbon separation process and apparatus
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
CN108883343A (zh) * 2017-07-26 2018-11-23 深圳市宏事达能源科技有限公司 一种气体分馏装置
WO2019078892A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation IMPLEMENTATION BY PHASES OF RECOVERY PLANTS OF NATURAL GAS LIQUIDS
US11268756B2 (en) 2017-12-15 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Process integration for natural gas liquid recovery
US11466554B2 (en) 2018-03-20 2022-10-11 QRI Group, LLC Data-driven methods and systems for improving oil and gas drilling and completion processes
US11506052B1 (en) 2018-06-26 2022-11-22 QRI Group, LLC Framework and interface for assessing reservoir management competency
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
US12504227B2 (en) 2018-08-27 2025-12-23 Bcck Holding Company System and method for natural gas liquid production with flexible ethane recovery or rejection
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
US12215922B2 (en) 2019-05-23 2025-02-04 Fluor Technologies Corporation Integrated heavy hydrocarbon and BTEX removal in LNG liquefaction for lean gases
RU2726329C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка нтдр для деэтанизации природного газа (варианты)
RU2726328C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации природного газа по технологии нтдр (варианты)
CN113557401B (zh) 2019-03-11 2022-08-26 环球油品有限责任公司 烃类气体处理方法和设备
CN110746259B (zh) * 2019-08-24 2020-10-02 西南石油大学 一种带闪蒸分离器的富气乙烷回收方法
US11643604B2 (en) 2019-10-18 2023-05-09 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
AR121085A1 (es) 2020-01-24 2022-04-13 Lummus Technology Inc Proceso de recuperación de hidrocarburos a partir de corrientes de reflujo múltiples

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080028790A1 (en) * 2001-06-08 2008-02-07 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (53)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US33408A (en) * 1861-10-01 Improvement in machinery for washing wool
BE579774A (ru) * 1958-06-23
US3292380A (en) * 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
US3837172A (en) * 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
CA1021254A (en) * 1974-10-22 1977-11-22 Ortloff Corporation (The) Natural gas processing
US4171964A (en) * 1976-06-21 1979-10-23 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4140504A (en) * 1976-08-09 1979-02-20 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
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
US4854955A (en) * 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4869740A (en) * 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4889545A (en) * 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
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
US5566554A (en) * 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
RU2144556C1 (ru) * 1995-06-07 2000-01-20 Элкор Корпорейшн Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты)
US5634356A (en) * 1995-11-28 1997-06-03 Air Products And Chemicals, Inc. Process for introducing a multicomponent liquid feed stream at pressure P2 into a distillation column operating at lower pressure P1
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 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
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
BR0114387A (pt) * 2000-10-02 2004-02-17 Elcor Corp Processamento de hidrocarbonetos gasosos
FR2817766B1 (fr) * 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6712880B2 (en) * 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
UA76750C2 (ru) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
US7069743B2 (en) * 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) * 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
KR101120324B1 (ko) * 2003-02-25 2012-06-12 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 탄화수소 가스의 처리방법
US6907752B2 (en) * 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
JP4551446B2 (ja) 2004-04-26 2010-09-29 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 天然ガスの液化
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
US7219513B1 (en) * 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
JP4691192B2 (ja) * 2006-06-02 2011-06-01 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
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
US8881549B2 (en) * 2009-02-17 2014-11-11 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9933207B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
MY153060A (en) * 2009-02-17 2014-12-31 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
US9080811B2 (en) * 2009-02-17 2015-07-14 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
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20110067443A1 (en) * 2009-09-21 2011-03-24 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US20080028790A1 (en) * 2001-06-08 2008-02-07 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Also Published As

Publication number Publication date
SG178933A1 (en) 2012-04-27
KR20120069729A (ko) 2012-06-28
CN102498360B (zh) 2015-02-18
CA2773211A1 (en) 2011-03-24
CO6531461A2 (es) 2012-09-28
PE20121420A1 (es) 2012-10-26
EP2480846A1 (en) 2012-08-01
MX2012002971A (es) 2012-09-12
BR112012006219A2 (pt) 2017-06-06
ZA201202633B (en) 2012-12-27
US20110067442A1 (en) 2011-03-24
EG27017A (en) 2015-04-01
MY163891A (en) 2017-11-15
SA110310706B1 (ar) 2014-10-16
AU2010295869A1 (en) 2012-05-17
SG178603A1 (en) 2012-04-27
MX2012002969A (es) 2012-08-08
EA024075B1 (ru) 2016-08-31
BR112012006279A2 (pt) 2017-05-23
CN102498360A (zh) 2012-06-13
CA2773211C (en) 2018-10-30
TW201127471A (en) 2011-08-16
TW201111725A (en) 2011-04-01
EP2480847A1 (en) 2012-08-01
CO6531456A2 (es) 2012-09-28
KR101619568B1 (ko) 2016-05-10
CO6531455A2 (es) 2012-09-28
EA201200524A1 (ru) 2012-09-28
JP5793144B2 (ja) 2015-10-14
SG178989A1 (en) 2012-04-27
PE20121421A1 (es) 2012-10-26
SA110310705B1 (ar) 2014-10-16
WO2011034710A1 (en) 2011-03-24
JP5850838B2 (ja) 2016-02-03
EA021947B1 (ru) 2015-10-30
US9476639B2 (en) 2016-10-25
US20110067443A1 (en) 2011-03-24
NZ599331A (en) 2014-05-30
BR112012006277A2 (pt) 2017-05-23
CL2012000700A1 (es) 2012-08-24
AU2010308519B2 (en) 2015-05-07
NZ599335A (en) 2014-05-30
PE20121422A1 (es) 2012-10-26
EG26970A (en) 2015-02-23
WO2011034709A1 (en) 2011-03-24
MY163645A (en) 2017-10-13
AU2010295869B2 (en) 2015-07-09
TWI477595B (zh) 2015-03-21
KR20120069732A (ko) 2012-06-28
CL2012000687A1 (es) 2012-08-24
CN102498359A (zh) 2012-06-13
EP2480845A1 (en) 2012-08-01
MX2012002970A (es) 2012-09-12
US20160377341A1 (en) 2016-12-29
SA110310707B1 (ar) 2014-10-21
EA201200521A1 (ru) 2012-09-28
ZA201202696B (en) 2012-12-27
EA201200520A1 (ru) 2012-09-28
JP2013505421A (ja) 2013-02-14
AR078401A1 (es) 2011-11-02
CA2772972C (en) 2016-03-15
CL2012000706A1 (es) 2012-08-24
NZ599333A (en) 2014-05-30
CN102498359B (zh) 2014-09-17
MX348674B (es) 2017-06-23
AU2010295870A1 (en) 2012-05-17
CN102575898B (zh) 2015-01-07
US20110067441A1 (en) 2011-03-24
KR20120072373A (ko) 2012-07-03
CA2772972A1 (en) 2011-03-24
AR078402A1 (es) 2011-11-02
EP2480847A4 (en) 2018-07-18
MX351303B (es) 2017-10-10
AU2010308519A1 (en) 2012-05-17
WO2011049672A1 (en) 2011-04-28
CN102575898A (zh) 2012-07-11
MY161462A (en) 2017-04-14
CA2773157A1 (en) 2011-04-28
JP2013505422A (ja) 2013-02-14
CA2773157C (en) 2016-06-14
JP2013505239A (ja) 2013-02-14
TW201127945A (en) 2011-08-16
JP5793145B2 (ja) 2015-10-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA028835B1 (ru) Переработка углеводородного газа
US8919148B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US8590340B2 (en) Hydrocarbon gas processing
KR101660082B1 (ko) 탄화수소 가스 처리
US10753678B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US9939195B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9068774B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US20190170435A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
EA003854B1 (ru) Способ разделения газового потока (варианты)
NO325661B1 (no) Fremgangsmate og anordning for behandling av hydrokarboner
KR101680922B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
KR101676069B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
KR20130018218A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU