Nothing Special   »   [go: up one dir, main page]

EA013357B1 - Способ и устройство для извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа - Google Patents

Способ и устройство для извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA013357B1
EA013357B1 EA200800893A EA200800893A EA013357B1 EA 013357 B1 EA013357 B1 EA 013357B1 EA 200800893 A EA200800893 A EA 200800893A EA 200800893 A EA200800893 A EA 200800893A EA 013357 B1 EA013357 B1 EA 013357B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
absorber
stream
distillation column
product
gas
Prior art date
Application number
EA200800893A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200800893A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
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 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA200800893A1 publication Critical patent/EA200800893A1/ru
Publication of EA013357B1 publication Critical patent/EA013357B1/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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F25J1/0255—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature controlling the composition of the feed or liquefied gas, e.g. to achieve a particular heating value of natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—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
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • 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
    • F25J2290/10—Mathematical formulae, modeling, plot or curves; Design methods

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Рассматриваемые установки включают в себя орошаемый абсорбер и ректификационную колонну, при этом абсорбер работает при более высоком давлении, чем ректификационная колонна, чтобы тем самым производить низкотемпературный сжатый бедный газ. Бедный газ затем сжимают до давления, подходящего для сжижения, используя энергию от расширения паровой части подаваемого газа. Желаемое разделение продуктов С2 обеспечивается регулированием температуры абсорбера и ректификационной колонны, используя отношения различных потоков в установке, и разъединением процесса разделения на две части с разными давлениями.

Description

В то время как уменьшается снабжение нефтью в мире, снабжение природным газом все же остается сравнительно обильным во многих частях мира. Природный газ обычно добывают из нефтяных и газовых эксплуатационных скважин, расположенных на суше и на море. Как наиболее типично, природный газ преобладающе содержит С1 (метан). В зависимости от конкретных газоносных свит и пластов природный газ, кроме того, содержит сравнительно небольшие количества неметанных углеводородов, включая С2, С3, С4, С5 и более тяжелые компоненты. В число еще дополнительных компонентов природного газа входят вода, азот, диоксид углерода, сульфид водорода, меркаптаны и другие газы.
Природный газ, получаемый из устьев скважин, обычно очищают и обрабатывают, а затем транспортируют к газоперерабатывающей установке по трубопроводам высокого давления. Однако в отдаленные места, не располагающие необходимой трубопроводной инфраструктурой, природный газ обычно транспортируют, сжижая природный газ и перевозя сжиженный газ (например, на судах-газовозах для перевозки сжиженного природного газа). К сожалению, прямое сжижение природного газа часто является проблематичным, так как природный газ часто содержит С5, ароматические соединения и более тяжелые углеводороды, которые застывают при охлаждении до криогенных температур. Следовательно, такие более тяжелые компоненты должны быть удалены до сравнительно низкого содержания (обычно менее 1 часть на миллион по объему), чтобы избежать их застывания и, в конце концов, закупорки криогенного теплообменного оборудования. Кроме того, более легкие углеводороды, как например, С2, С3 и С4 также должны быть удалены, по меньшей мере, до некоторой степени для удовлетворения требований североамериканского рынка, на котором обычно требуется, чтобы природный газ имел теплотворную способность в пределах 1050-1070 брит. тепл. ед./куб.фут при нормальных условиях. Кроме того, существуют экономические стимулы извлекать компоненты, так как они могут быть проданы по цене с надбавкой по сравнению с природным газом. Например, С2 часто можно использовать как исходное сырье для нефтехимического производства, в то время как С3 и С4 могут быть проданы как сжиженное моторное топливо, а углеводороды С5+ могут быть использованы для компаундирования бензина.
Известны многочисленные технические решения и способы для извлечения газоконденсатных жидкостей С2 и С3+ из подаваемого природного газа. Однако прежние усилия были сосредоточены на удалении газоконденсатных жидкостей из природного газа, используя автономные установки для извлечения газоконденсатных жидкостей, которые работают независимо от установок для сжижения природного газа. При этих способах обычно производится остаточный газ со сравнительно низким давлением и с окружающей температурой, что сделало бы необходимым повторное сжатие и повторное охлаждение остаточного газа в установке для сжижения природного газа. В число типичных примеров входят различные способы с применением детандера, описанные в патентах США №№ 4157904 и 5275005 на имя Кэмпбелла и др., 4251249 на имя Галсби, 4617039 на имя Бака, 4690702 на имя Парадовски и др., 5799507 на имя Уилкинсона и др. и 5890878 на имя Рэмбо и др.
При некоторых технических решениях, например, описанных в патенте США № 6116050, для высокого извлечения С2 требуется часть газа на выходе компрессора для сжатия остаточного газа направлять в колонну для извлечения газоконденсатных жидкостей в качестве обогащенной метаном флегмы, используя вентиль Джоуля-Томсона. Хотя эти способы могут до некоторой степени улучшить извлечение С2, требуется дополнительная мощность компрессора для сжатия остаточного газа, что может сделать этот способ дорогим в осуществлении. Известны также более новые успехи в области извлечения С2 и С3, как, например, в патенте США № 6637070 на имя заявителей, в котором абсорбер высокого давления соединен с ректификационной колонной более низкого давления для улучшения степени извлечения. Однако эти способы извлечения газоконденсатных жидкостей предназначены для высокого извлечения либо С2, либо С3 и обычно не предназначены для изменения степеней извлечения С2 без понижения извлечения С3. Таким образом, в большинстве случаев автономные установки для извлечения газоконденсатных жидкостей используются для производства остаточного газа с низким давлением и окружающей температурой, который нуждается в повторном сжатии повторном охлаждении в установке для сжижения природного газа, что тем самым приводит к дублированию многого из холодильного и теплообменного оборудования в установке для извлечения газоконденсатных жидкостей.
При других известных подходах предпринимались попытки включить процесс извлечения газоконденсатных жидкостей как часть процесса в установке для сжижения природного газа, как это описано в патентах США № 6401486 на имя Ли и др. и № 6662589 на имя Робертса и др. Ли и др. предлагают техническое решение, при котором обогащенный метаном поток может быть использован в качестве флегмы в колонне для извлечения газоконденсатных жидкостей, которая соединена с конденсатором наверху другой колонны для извлечения газоконденсатных жидкостей, чтобы достигнуть степени извлечения пропана в 95%. Однако при этом техническом решении требуется, чтобы колонна для извлечения газоконденсатных жидкостей работала при давлении 450 фунт/кв.дюйм или даже ниже, так как отделение газоконденсатных жидкостей становится все более трудным при более высоких давлениях из-за соответственно пониженной относительной летучести. Следовательно, при этих способах требуется значительное повторное сжатие погона, отбираемого с верха колонны, до необходимого давления сжижения природного газа, обычно от 450 фунт/кв.дюйм до около 800-900 фунт/кв.дюйм.
- 1 013357
В еще одном известном примере - патенте США № 6662589 на имя Робертса и др. - предлагается техническое решение, при котором обогащенная С2 жидкость, рециркулирующая из аппарата для фракционирования газоконденсатных жидкостей, используется для абсорбции С3 в абсорбционной колонне высокого давления.
Хотя при этом способе предпринимается попытка эксплуатировать колонну для извлечения газоконденсатных жидкостей при высоком давлении (например, 600 фунт/кв.дюйм), страдает эффективность разделения, так как снижается относительная летучесть компонентов газоконденсатных жидкостей, что приводит к значительно меньшему извлечению компонентов газоконденсатных жидкостей, особенно компонентов С2. При известных в настоящее время способах без удаления в большой степени компонентов С2 и С3 невозможно производить бедный природный газ с достаточно более низкой теплотворной способностью, чтобы экономичным образом удовлетворять техническим требованиям на североамериканские трубопроводы. Кроме того, при таких известных способах давление бедного газа вызывало бы потребность в значительном охлаждении в установке для сжижения природного газа вследствие сравнительно низкого давления подаваемого газа (сжижение природного газа обычно требует значительно меньшей холодопроизводительности при работе при повышенном давлении в пределах 800-900 фунт/кв.дюйм или выше). Дополнительные технические решения сходных проблем описываются в патенте США, № 5685170 на имя Соренсена и др. и заявке на патент США № 2005/0247078 на имя Уилкинсона и др.
Таким образом, хотя из уровня техники известны многочисленные схемы и способы извлечения газоконденсатных жидкостей, они все или почти все страдают одним или несколькими недостатками. Следовательно, все еще существует потребность в улучшении извлечения газоконденсатных жидкостей, особенно в тех случаях, когда установка для извлечения газоконденсатных жидкостей объединена или соединена с установкой для сжижения природного газа.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на технологические схемы и способы извлечения газоконденсатных жидкостей, предпочтительно соединенных с процессом сжижения природного газа, при которых извлечение компонентов С2 можно регулировать, используя отношения выбранных технологических потоков. Наиболее предпочтительно то, что при таких технологических схемах и способах абсорбер работает при значительно более высоком давлении, чем ректификационная колонна, для получения низкотемпературного сжатого газа, при этом температуру абсорбера и ректификационной колонны регулируют таким образом, чтобы извлекать желаемые количества продуктов С2 и С3+ в газоконденсатных жидкостях. Низкотемпературный продукт, отбираемый с верха абсорбера, затем сжимают до давления, подходящего для сжижения, используя энергию, полученную от расширения паровой части подаваемого газа.
Согласно одному аспекту предмета изобретения установка содержит абсорбер, выполненный с возможностью принимать подаваемый поток и потоки первой и второй флегм и дополнительно выполненный с возможностью выдавать поток нижнего продукта. Ректификационная колонна выполнена с возможностью принимать первую часть потока нижнего продукта и вторую часть потока нижнего продукта в разных точках, при этом ректификационная колонна дополнительно выполнена с возможностью работать при давлении, которое ниже, чем рабочее давление в абсорбере. Рассматриваемые установки будут дополнительно содержать устройство управления, имеющее один или большее число регулирующих клапанов, которые выполнены с возможностью регулировать отношение (а) подаваемого потока к потоку второй флегмы и (б) первой части потока нижнего продукта ко второй части потока нижнего продукта, при этом отношение потоков является функцией желаемого извлечения этана в потоке нижнего продукта ректификационной колонны.
В общем предпочитается, что в таких установках теплообменник и/или дефлегматор выполнены с возможностью нагрева первой части потока нижнего продукта и что расширительное устройство охлаждает вторую часть потока нижнего продукта. В общем также предпочитается, что ректификационная колонна выполнена с возможностью производить верхний погон ректификационной колонны и что установка дополнительно содержит компрессор, который сжимает верхний погон ректификационной колонны до, по меньшей мере, давления в абсорбере. При желании верхний погон, сжатый таким образом, охлаждают и используют в качестве первой флегмы. Абсорбер обычно производит продукт, отбираемый с его верха и имеющий температуру, равную -90°Ф или ниже, и давление в пределах 500-700 фунт/кв. дюйм, при этом он может быть сжат компрессором до давления, подходящего для сжижения этого продукта (например, по меньшей мере 800 фунт/кв.дюйм). Как наиболее предпочтительно, компрессор, по выбору, соединен с детандером, в котором расширяется подаваемый поток, подаваемый в абсорбер.
Согласно другому аспекту предмета изобретения способ переработки газа содержит стадию использования абсорбера, который принимает подаваемый поток в абсорбер и потоки первой и второй флегм и который производит поток нижнего продукта. На другой стадии абсорбер гидравлически соединяют с ректификационной колонной так, что первая часть потока нижнего продукта и вторая часть потока нижнего продукта подаются в ректификационную колонну в разных точках, а на другой стадии ректификационную колонну эксплуатируют при давлении, которое ниже, чем давление абсорбера. На еще одной
- 2 013357 стадии регулируют отношения (а) подаваемого потока к потоку второй флегмы и (б) первой части потока нижнего продукта к второй части потока нижнего продукта как функции желаемого извлечения этана в потоке нижнего продукта ректификационной колонны.
При особенно предпочтительных способах верхний погон ректификационной колонны подают в абсорбер, как наиболее предпочтительно, в виде сжатого и охлажденного потока первой флегмы. При еще более предпочтительных способах ректификационная колонна работает при давлении в пределах 300-500 фунт/кв.дюйм, а абсорбер работает при давлении в пределах 500-800 фунт/кв.дюйм. Охлажденный подаваемый газ обычно разделяют на жидкостную часть и паровую часть, а часть жидкостной части после, по меньшей мере, частичного снижения давления и нагрева подают в ректификационную колонну. При этих способах паровую часть предпочтительно разделяют на первый и второй потоки для образования тем самым потока второй флегмы и подаваемого потока в абсорбер. Как еще более предпочитается, низкотемпературный поток, отбираемый с верха абсорбера, сжимают до давления, подходящего для сжижения, используя энергию от расширения подаваемого потока в абсорбер.
Следовательно, с точки зрения другой перспективы способ изменяемого извлечения С2 из подаваемого газа содержит стадию подачи расширенной и нагретой жидкостной части подаваемого газа в ректификационную колонну и подачи паровой части подаваемого газа в абсорбер. На другой стадии регулируют отношение подаваемого потока в абсорбер к потоку второй флегмы в него, а первую флегму, которая предоставляется продуктом, отбираемым с верха ректификационной колонны, используют для регулирования тем самым температуры продукта, отбираемого с верха абсорбера, и степени извлечения С2. На еще одной стадии регулируют температуру нижнего продукта абсорбера, который подают в ректификационную колонну, чтобы тем самым регулировать температуру верхнего погона ректификационной колонны, при этом регулируя желательные степени извлечения газоконденсатных жидкостей. Абсорбер обычно работает при более высоком давлении, чем ректификационная колонна.
Как наиболее типично, стадию регулирования температуры нижнего продукта абсорбера осуществляют нагревом по меньшей мере одной части нижнего продукта абсорбера в теплообменнике и охлаждением по меньшей мере другой части нижнего продукта абсорбера, используя вентиль Джоуля-Томсона. Согласно дополнительным предпочтительным аспектам стадия регулирования отношения подаваемого потока в абсорбер к потоку второй флегмы в абсорбер является функцией желаемого извлечения С2.
Различные задачи, отличительные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из последующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - технологическая схема примерной установки, известной из предшествующего уровня техники.
Фиг. 2 - технологическая схема примерного варианта выполнения установки согласно предмету изобретения.
Фиг. 3 - график, изображающий составные кривые нагрева для теплообменников 51 и 54 в установке на фиг. 2 для извлечения С3.
Фиг. 4 - график, изображающий составные кривые нагрева для теплообменников 51 и 54 в установке на фиг. 2 для извлечения С2.
Фиг. 5 - график, сравнивающий относительные летучести компонентов газоконденсатных жидкостей при давлении 600 фунт/кв. дюйм, между установкой, известной из предшествующего уровня техники, и установкой на фиг. 2 для извлечения С2.
Подробное описание изобретения
Как обнаружил изобретатель, компоненты С2 и С3+ могут быть эффективно и экономично отделены от природного газа в установке (которая предпочтительно соединена с установкой для сжижения природного газа), имеющей абсорбер, который работает при высоком давлении и производит низкотемпературный сжатый бедный газ, тогда как ректификационная колонна, расположенная позади абсорбера по направлению технологического процесса, работает при низком давлении и производит газоконденсатные жидкости в виде нижнего продукта и поток флегмы для абсорбера. При особенно предпочтительных вариантах выполнения и способах извлечение С2 в газоконденсатных газах можно регулировать, регулируя технологические потоки в установке. Кроме того, следует учесть, что низкотемпературный поток верхнего продукта из абсорбера уже находится под сравнительно высоким давлением, и энергию для повторного сжатия до давления, подходящего для сжижения, обычно обеспечивают расширением паровой части подаваемого потока природного газа.
В противоположность этому установка для извлечения С2 из газоконденсатных жидкостей, известная из предшествующего уровня техники и показанная на фиг. 1, имеет единственную колонну, работающую при более низком давлении, обычно 450 фунт/кв.дюйм или ниже, что вызывает необходимость в значительном повторном сжатии для подачи природного газа в установку для сжижения. В данном случае поток 1 очищенного от загрязнений и осушенного подаваемого газа, обычно подаваемый под давлением около 1200 фунт/кв.дюйм, охлаждают в теплообменнике 51, используя поток 22 пара из бокового испарителя наверху колонны и внешний хладагент 32. Жидкость удаляют из сепаратора 42 и направляют
- 3 013357 в колонну 58 для газоконденсатных жидкостей, которая действует как деметанизатор. Пар, образовавшийся при мгновенном испарении и отводимый из сепаратора 52, разделяют на две части, при этом одну часть охлаждают в теплообменнике 54 для обеспечения орошения колонны, в то время как другую часть расширяют в турбодетандере 64, охлаждают и направляют к нижней секции для ректификации. Следует особенно отметить, что при вышеуказанном процессе переохлаждения газа производится остаточный газ с окружающей температурой и давлением около 550 фунт/кв.дюйм, который необходимо повторно сжимать дополнительным компрессором 100 до подачи в установку для сжижения природного газа. Таким образом, следует признать, что такая необъединенная установка для извлечения газоконденсатных жидкостей является неэффективной, так как давление остаточного газа является недостаточным для удовлетворения требования установки для сжижения природного газа, что требует дополнительного сжатия, и так как остаточный газ необходимо повторно охлаждать в установке для сжижения природного газа.
Такие трудности можно преодолеть при выполнениях установки согласно предмету изобретения, в которых поток низкотемпературного пара высокого давления, преимущественно содержащий метан, производят от установки для извлечения газоконденсатных жидкостей, что с пользой уменьшает или даже исключает дублирование стадий охлаждения и теплообмена и их оборудования в установке для сжижения природного газа. Такие выполнения установки и способы в большой степени уменьшают потребность в охлаждении в установке для сжижения природного газа, при этом, позволяя успешно извлекать 99% пропана и вплоть до 85% этана из подаваемого газа. Рассматриваемые установки для извлечения газоконденсатных жидкостей обычно будут производить бедный газ, преимущественно содержащий метан с заданной теплотворной способностью (например, чтобы удовлетворять североамериканским требованиям на трубопроводы для природного газа). Кроме того, рассматриваемые установки и технологические схемы могут быть объединены с установкой для сжижения природного газа, что, в свою очередь, увеличит производительность установки для сжижения природного газа при том же самом подводе энергии. Более того, следует отметить, что рассматриваемые выполнения установки могут быть изменены от извлечения С3 на извлечение С2 посредством регулирования соотношения между потоком на верхнее орошение и потоком на дросселирование, при этом отводя по меньшей мере часть потока нижнего продукта абсорбера к ректификационной колонне.
При особенно предпочтительных технологических схемах и способах газоперерабатывающая часть объединенной установки содержит орошаемый абсорбер, производящий нижний поток и получающий подаваемый газ и поток для орошения абсорбера, который производят из пара, отводимого с верха ректификационной колонны (предпочтительно после его сжатия и охлаждения). Как наиболее типично, ректификационная колонна гидравлически соединена с абсорбером, получает поток для питания колонны и работает при давлении, которое по меньшей мере на 50-100 фунт/кв.дюйм ниже и предпочтительнее на 100-300 фунт/кв.дюйм ниже, чем рабочее давление в абсорбере. Плавный переход от работы по извлечению С3 к работе по извлечению С2 (или наоборот), при этом сохраняя 95% или выше извлечение С3 для любой степени извлечения С2, достигается увеличением второго орошения абсорбера, при этом уменьшая поток к детандеру, и одновременным отводом по меньшей мере части потока нижнего продукта абсорбера к ректификационной колонне.
На фиг. 2 показан один примерный вариант выполнения установки для объединенного извлечения газоконденсатных жидкостей со сжижением природного газа, в которой две колонны работают при перепаде давления около 300 фунт/кв.дюйм и в которой абсорбер имеет рабочее давление около 600-700 фунт/кв. дюйм. Необходимо отметить, что в таких установках возможно очень высокое извлечения компонентов С2 плюс и что особенно полезна работа колонны при высоком давлении для уменьшения нагрузки по охлаждению в установке для сжижения природного газа. Следует также отметить, что такие выполнения установки и способы могут быть использованы для гибкого извлечения С3 и С2. В нижеприведенных таблицах показаны примерные составы, температуры, давления и расходы подаваемого газа, продуктового газа и жидкого продукта для типичного режима работы. В табл. 1 показан общий массовый баланс для извлечения С2, когда установка работает в режиме извлечения С2, в то время как в табл. 2 показан общий массовый баланс для извлечения С3, когда установка работает в режиме извлечения С3.
- 4 013357
Таблица 1. Режим извлечения С2
Поток Подача Жидкость от извлечения газоконденсатных жидкостей Остататочный газ к сжижению
СО2 0,000 0,000 0,000
N2 4,569 0,000 5, 007
С1 86,161 1,020 94,320
С2 5, 046 51,017 0,641
СЗ 1,854 21,093 0, 011
1С4 0, 395 4, 515 0, 000
пС4 0,590 6,751 0,000
1С5 0,248 2,833 0,000
пС5 0, 205 2,342 0,000
С6 0,224 2,565 0,000
С7 0, 662 7, 570 0, 000
Миллионы куб. футов/сутки при нормальных условиях 1,227 107 1, 119
Баррель/сутки 75,743
Температура, °Ф 120 115 -75
Давление, фунт/кв.дюйм 1,200 470 900
Таблица 1 - С2 Рееоуегу Мобе
Таблица 2. Режим излечения С3
Поток Подача Жидкость от извлечения газоконденсатных жидкостей Остататочный газ к сжижению
СО2 0,000 0,000 0,000
N2 4,569 0,000 4,7 68
С1 86,161 0,000 89,906
С2 5,046 0,867 5,228
СЗ 1,854 43,345 0,051
1С4 0, 395 9, 478 0,000
N04 0,590 14,173 0, 000
105 0,248 5, 946 0,000
N05 0,205 4,917 0,000
06 0,224 5,384 0,000
С7 0, 662 15,889 0, 000
Миллионы куб. футов/сутки при нормальных условиях 1,227 51 1,175
Баррель/сутки 75,743
Температура, °Ф 120 115 -75
Давление, фунт/кв.дюйм 1,200 470 900
Таблица 2 - С3 Рееоуегу Мобе
- 5 013357
На фиг. 2 поток 1 подаваемого газа вводит в установку при около 1200 фунт/кв.дюйм и 120°Ф и охлаждают в теплообменнике 51 до обычно -10 - 40°Ф с образованием потока 2, используя поток 15 продукта, выпускаемого с низа абсорбера, поток 5 жидкости из сепаратора 52, поток 22 из бокового испарителя ректификационной колонны и поток 32 внешнего хладагента. Следует отметить, что подходит система охлаждения любого типа, включая циклы каскадного охлаждения чистым компонентом, циклы со смесью холодильных агентов или сочетание обеих систем. Дополнительное охлаждение в системе придает расширение с использованием турбодетандера 64 или различных вентилей Джоуля-Томсона. Как показано на фиг. 3 и 4, особенно высокая энергоэффективность рассматриваемых способов и вариантов выполнения установки иллюстрируется тесными приближениями кривых температур нагрева и охлаждения при минимизации потерянной работы (или тесными приближениями температур). В данном случае объединенная составная кривая нагрева и объединенная составная кривая охлаждения для теплообменика 51 для подаваемого газа и флегмового теплообменника 54 показаны на фиг. 3 и 4 для соответственно С3 и С2.
Охлажденный поток 2 подаваемого газа разделяют в сепараторе 52 с образованием газовой части 3 и жидкой части 4. Жидкую часть 4 подвергают снижению давления в вентиле Джоуля-Томсона 53 с образованием потока 5, обычно имеющего температуру около -40°Ф. Во время извлечения С3 поток 5 нагревают в теплообменнике 51 до около 80°Ф с образованием потока 6, используя теплосодержание в потоке 1 подаваемого газа. Лоток 6 вводят в отгонную часть ректификационной колонны 61 для удаления С2 и более легких компонентов. Газообразную часть 3 из сепаратора 52 разделяют на две части. Одну часть (поток 7) направляют в теплообменник 54, откуда в виде потока 9 и через вентиль Джоуля-Томсона 55 подают на орошение 12 абсорбера, в то время как другую часть (поток 8) расширяют в турбодетандере 64, который вырабатывает энергию для работы компрессора 65, чтобы тем самым образовывать поток 10 охлажденного газа с температурой -80 - -100°Ф или ниже. Давление охлажденного газа понижают до давления в абсорбере 58, который работает при давлении 500-700 фунт/кв.дюйм, обычно 600 фунт/кв. дюйм.
При разных степенях извлечения С2 можно регулировать отношение потоков (отношение потока 8 к потоку 3) для поддержания высокой степени извлечения С3. В табл. 3 показаны разные отношения потоков и результаты извлечения С3 и С2. Как наиболее заметно, высокие степени извлечения С3 (обычно свыше 98%) поддерживаются при всех степенях извлечения С2.
Таблица 3
Отношение разделенных потоков (отношение потока 8 к потоку 3) Степень извлечения СЗ, % Степень извлечения СЗ, %
0,7 98 85
0, 8 98 62
0,9 99 31
1,0 99 25
Абсорбер 58 орошается двумя холодными потоками: потоком II для первого орошения (верхнего орошения), соединенным с потоком 27 от ректификационной колонны 61, и потоком 12 для второго орошения от теплообменника 54. Используя потоки для двойного орошения и подходящие отношения потоков, можно поддерживать высокие степени извлечения С3 при различных степенях извлечения этана. Во время извлечения С3 содержание С2 в продуктовых газоконденсатных жидкостях от ректификационной колонны понижают увеличением температуры внизу колонны, используя тепло, подводимое от бокового испарителя и нижнего кипятильника 63.
Абсорбер производит поток 28 пара, отводимого с верха абсорбера при около -100 - -110°Ф, и поток 14, отводимый с низа абсорбера при около -90 - -100°Ф. Пар. отводимый с верха абсорбера, сжимают компрессором 65 для остаточного газа, используя энергию, вырабатываемую турбодетандером 64, чтобы образовать выпускной поток 29, обычно имеющий давление около 900 фунт/кв.дюйм и температуру -70 -80°Ф. Необходимо особенно отметить, что сжатие холодного газа является энергоэффективным, так как достижимая степень сжатия в компрессоре значительно выше, чем та, которая достигается при использовании теплого пара в прежде известных установках. Таким образом, при рассматриваемых способах производится низкотемпературный пар высокого давления, который может быть подан в установку 67 для сжижения природного газа, производящую поток 30 сжиженного газа с температурой около -255 -260°Ф.
Поток 14, отводимый с низа абсорбера, пропускают через вентиль Джоуля-Томсона 59 для понижения давления до около 460 фунт/кв.дюйм. Во время извлечения С3 этот холодный поток используют для обеспечения по меньшей мере части нагрузки для охлаждения в теплообменнике 51 для подаваемого газа
- 6 013357 и нагрузки для дефлегмации в конденсаторе 62, чтобы образовать потоки соответственно 17 и 18. Конденсатор 62 наверху ректификационной колонны обычно содержит теплообменный змеевик, который выполнен за одно целое с ректификационной колонной, образуя внутренний поток 19 флегмы к ректификационной секции ректификационной колонны. С другой стороны, система с встроенным конденсатором 62 может быть также заменена внешней системой, которая включала бы в себя внешний теплообменник, сепаратор и насос для орошения колонны (не показаны).
Во время извлечения С2 по меньшей мере часть потока 14 нижнего продукта абсорбера направляется прямо к верху ректификационной колонны для абсорбции в ней С2 и более тяжелых компонентов. При этой операции вентиль Джоуля-Томсона 59 частично, а обычнее полностью закрыт, в то время как вентиль Джоуля-Томсона 60 частично, а обычнее полностью открыт для образования потока 20 и направления холодного нижнего продукта абсорбера в ректификационную колонну для извлечения С2. Таким образом, как следует признать, используя различные технологические потоки в установке для извлечения газоконденсатных жидкостей, можно (постепенно) изменять температурный профиль ректификационной колонны 61 между извлечением С3 и извлечением С2, как это показано на примере в нижеприведенной табл. 4.
Таблица 4
Температурный профиль ректификационной колонны 61 Извлечение С2 Извлечение СЗ
Верх (поток 24) -100 - 120°Ф -35 - 45°Ф
Низ (поток 25) -90 - 120°Ф 240 - 270°Ф
Состав продуктовых газоконденсатных жидкостей регулируют посредством побочного кипятильника, встроенного в теплообменник 51, и нижнего кипятильника 63, используемого с внешним источником 34 тепла. Ректификационная колонна 61 производит нижние продукты из газоконденсатных жидкостей 25 (С2 плюс и/или С3 плюс) и отводимый с верха колонны поток 24 пара, который сжимают в компрессоре 66 до около 500-700 фунт/кв.дюйм, или при необходимости вводят в абсорбер для верхнего орошения, образуя поток 26, который дополнительно охлаждают в теплообменнике 54 и затем после понижения давления в вентиле Джоуля-Томсона 56 используют для первого (верхнего) орошения II абсорбера. Поток 31 холодильного агента от внешней холодильной установки подают в теплообменник 54 для охлаждения и частичной или полной конденсации этого рециркулирующего потока. Нагретый поток 33 холодильного агента затем возвращают в холодильную установку.
Следует отметить, что рециркуляция потока, отводимого от верха ректификационной колонны, дает возможность извлекать желательные компоненты газоконденсатных жидкостей, позволяя при этом ректификационной колонне работать при наиболее эффективном давлении для фракционного разделения желательных компонентов газоконденсатных жидкостей. Кроме того, как показано на фиг. 5, по сравнению с известными выполнениями установок в рассматриваемых выполнениях установок используются относительные летучести компонентов газоконденсатных жидкостей (т.е. С1-С2) в колоннах, в которых используется перепад давления. В данном случае как данные выполнения установок, так и известные выполнения установок сравниваются для колонны, работающей при давлении 600 фунт/кв.дюйм для извлечения С2. Относительные летучести компонентов газоконденсатных жидкостей в известных выполнениях установок представлены кривой А, которая падает до очень низкого значения 2 в средней части колонны. Эти низкие относительные летучести являются главной причиной более низкой эффективности разделения и более низких степеней извлечения газоконденсатных жидкостей даже при большом числе тарелок ректификационной колонны. В противоположность этому при использовании двух колонн, работающих при разных давлениях, когда первая колонна (абсорбер) работает при высоком давлении в 600 фунт/кв.дюйм (кривая В), а вторая колонна работает при давлении в 450 фунт/кв.дюйм (кривая С), резко увеличиваются относительные летучести компонентов газоконденсатных жидкостей (например, до значений свыше 10), что приводит к более высокой эффективности разделения и более высоким степеням извлечения газоконденсатных жидкостей.
Таким образом, следует признать, что изобретатель обнаружил эффективное и гибкое выполнение установки и способ, при которых производится поток низкотемпературного пара высокого давления (содержащего преобладающе метан), пригодного для подачи в установку для сжижения природного газа, и дополнительно производится поток жидкости, содержащий преобладающе этан и более тяжелые углеводороды. Как наиболее обычно, при рассматриваемых выполнениях установки и способах можно достигать степени извлечения пропана 95% или более при работе в режиме извлечения пропана и, кроме того, можно достигать степени извлечения этана вплоть до 50-85% при работе в режиме извлечения этана без значительного снижения (т.е. абсолютного снижения менее 5%) степени извлечения пропана. Кроме того, рассматриваемые выполнения установок и способы могут обеспечить плавный и постепенный переход от работы по извлечению С3 к работе по извлечению С2 (или наоборот) посредством лишь регулирования отношений потоков к абсорберу и ректификационной колонне.
- 7 013357
С точки зрения другой перспективы изобретатель обнаружил, что высокая степень извлечения С2 и С3 из подаваемого газа со сравнительно высоким давлением (например, в пределах от около 800 до 1600 фунт/кв.дюйм) может быть достигнута при работе абсорбера в газоперерабатывающей установке при более высоком давлении, чем давление в ректификационной колонне (например, деметанизаторе или деэтанизаторе), и при использовании компрессора для рециркуляции потока, отбираемого с верха ректификационной колонны, к абсорберу. При таких технологических схемах нижний продукт абсорбера предпочтительно расширяют для обеспечения охлаждения подаваемого газа и потока для орошения. Пар, отводимый с верха абсорбера, затем дополнительно сжимают с использованием энергии, обеспечиваемой турбодетандером, чтобы без дополнительного повторного сжатия образовать поток подаваемого газа к установке для сжижения природного газа. Дополнительные сведения и соображения, касающиеся некоторых аспектов предмета изобретения, изложены в заявке данного заявителя на патент США с порядковым номером 10/478705, которая одновременно находится на рассмотрении патентного ведомства и включена сюда путем ссылки. Как еще дальше предполагается, технологические схемы согласно предмету, изобретения могут найти широкую применимость в установках в тех случаях, когда желательна высокая степень извлечения пропана и этана и когда подаваемый газ имеется при давлении выше около 800 фунт/кв. дюйм.
Что касается подаваемого газа, то, как предполагается, подходят многочисленные источники природного газа, включая необъединенную добычу газа на газовых месторождениях или добычу газа на газовых месторождениях, объединенную с добычей нефти, независимо от того, расположены ли месторождения на суше или на море. Следовательно, давление рассматриваемых потоков подаваемого газа может также значительно варьироваться, и поэтому более низкое давление можно при желании повысить, используя дожимающие компрессоры. Однако, в общем, предпочитается, что соответствующие давления подаваемого газа для технологических схем установки согласно фиг. 2 обычно будут находиться в интервале между около 800 фунт/кв.дюйм и около 1600 фунт/кв.дюйм и что по меньшей мере часть подаваемого газа расширяют в турбодетандере для обеспечения охлаждения и/или снабжения энергией для повторного сжатия остаточного газа.
Согласно особенно предпочтительным аспектам абсорбер выполнен с возможностью отдельно принимать первую и вторую части пара подаваемого газа и верхний погон ректификационной колонны, при этом первая часть пара подаваемого газа и верхний погон ректификационной колонны обеспечивают орошение абсорбера. В таких технологических схемах устройство управления потоками регулирует отношение по меньшей мере одной из первой и второй частей пара подаваемого газа для достижения желаемых степеней извлечения этана. Среди других преимуществ следует признать, что оптимальное отношение первого и второго потоков подаваемого газа применяется для изменчивого извлечения С2, при этом поддерживая высокую степень извлечения С3 (95% или более). Как наиболее типично, устройство управления потоками будет включать в себя один или большее число ручных и/или автоматических клапанов, которыми наиболее предпочтительно управляют с использованием аппаратуры автоматического регулирования на основе микропроцессоров, хорошо известной из уровня техники. Такие устройства управления могут действовать полностью автоматически без вмешательства пользователя или могут быть выполнены с возможностью приема датчиками информации о составе. Альтернативно или дополнительно оператор также может предоставлять информацию о составе, основываясь на известном или определенном составе подаваемого газа, и/или регулирование потоков может также осуществляться, по меньшей мере, отчасти по объемному расходу одного или большего числа продуктов.
Абсорбер предпочтительно производит продукт в виде пара, отводимого с верха абсорбера, и этим продуктом преобладающе является метан (например по меньшей мере 85%, типичнее по меньшей мере 90% и наиболее типично по меньшей мере 93%) при криогенной температуре (-80°Ф или ниже), который дополнительно сжимают в компрессоре, используя энергию, вырабатываемую тербодетандером при расширении подаваемого газа. При таких технологических схемах производится низкотемпературный пар высокого давления с давлением 800-900 фунт/кв.дюйм или выше, который можно успешно направлять прямо в установку для сжижения природного газа. Следует признать, что сжатие низкотемпературного пара из абсорбера высокого давления является более энергоэффективным и, следовательно, позволяет установке для сжижения природного газа работать при сравнительно небольшом дополнительном сжатии подаваемого газа, а обычнее без этого дополнительного сжатия.
Следует также признать, что во время извлечения С2 по меньшей мере часть нижнего продукта абсорбера используется в качестве абсорбционного масла для абсорбции С2 в ректификационной колонне. При таких технологических схемах уменьшают поток к охладителю питания, тем самым, направляя большую часть нижнего продукта абсорбера или весь этот продукт в ректификационную колонну. При таких технологических схемах увеличивается извлечение С2, когда первую часть пара подаваемого газа увеличивают относительно второй части пара подаваемого газа. Таким образом, предпочтительные технологические схемы позволяют осуществлять плавное переключение от процесса извлечения С3 к процессу извлечения С2 (или наоборот), при этом поддерживая степень извлечения С3 в 95% или более. Нижний продукт абсорбера предпочтительно расширяют в диапазоне 50-350 фунт/кв.дюйм, тем самым охлаждая до (-90) - (-130)°Ф посредством эффекта Джоуля-Томсона. Кроме того, предполагается, что
- 8 013357 поток охлажденного и расширенного нижнего продукта подается в качестве подаваемого потока в ректификационную колонну и что, как дополнительно предполагается, поток расширенного нижнего продукта может дополнительно обеспечить охлаждения подаваемого газа и потока для орошения колонны, а по меньшей мере часть расширенного нижнего продукта абсорбера может быть также направлена прямо в ректификационную колонну для абсорбции С2 во время процесса извлечения С2.
В предпочтительных технологических схемах ректификационнная колонна обычно представляет собой колонный деметанизатор или деэтанизатор и производит поток, который отбирают с верха колонны и который сжимают, охлаждают и подают в абсорбер в качестве потока для первого орошения абсорбера. Следует отметить, что компрессор может быть расположен в различных местах между абсорбером и ректификационной колонной и что этот поток для орошения может быть подан в различных местах абсорбера для извлечения С3 и/или извлечения С2. Согласно еще одним рассматриваемым аспектам внешняя холодильная установка гидравлически соединена с теплообменниками для подаваемого газа и флегмовыми теплообменниками для обеспечения охлаждения подаваемого газа и флегмы колонны. Такую внешнюю холодильную установку можно применять, используя многочисленные технологические схемы, которые общеизвестны из уровня техники и при которых можно использовать чистые холодильные агенты или их смесь. Например, для теплообмена природного газа можно применять способ каскадного охлаждения с использованием нескольких чистых холодильных агентов, имеющих последовательно меньшие температуры кипения. С другой стороны, можно применить единственную смесь из многочисленных чистых холодильных агентов, испаряя эту смесь при нескольких разных уровнях давления. Кроме того, при желании охлаждение природного газа можно осуществлять расширением природного газа, используя либо эффект Джоуля-Томсона, либо турбодетандер.
Кроме того, предполагается, что внешняя холодильная установка может быть применена для охлаждения по меньшей мере одного из первого и второго потоков флегмы и может дополнительно охлаждать по меньшей мере одно из подаваемого природного газа и паровой части подаваемого природного газа. В тех случаях, когда особенно предпочитается извлечение С2, предполагается, что первый бедный флегмовый поток из подаваемого газа может быть подан в абсорбер в виде переохлажденной жидкости (т.е. жидкости, охлажденной ниже ее температуры образования пузырьков) и что ректификационная колонна является деметанизатором.
Следовательно, согласно одному аспекту предмета изобретения способ эксплуатации установки включает в себя стадию использования абсорбера и ректификационной колонны, над которой абсорбер принимает множество подаваемых в него потоков и выдает нижний продукт к ректификационной колонне, а пар, отводимый сверху абсорбера, используется в качестве сырья для сжижения природного газа. На другой стадии, по меньшей мере, один из подаваемых потоков разделяют на первую и вторую части, при этом первую и вторую части вводят в абсорбер в разных местах, а на еще одной стадии используют отношение потоков первой и второй частей для регулирования степени извлечения компонента С2 в нижнем продукте ректификационной колонны. На еще одной стадии нижний продукт абсорбера используют в качестве абсорбционного масла для абсорбции компонента С2 в ректификационной колонне.
С точки зрения другой перспективы, рассматриваемые технологические схемы могут быть также использованы при способе увеличения производительности и/или потребления энергии в установке для сжижения природного газа, которая соединена с установкой для извлечения природного газа, имеющей абсорбер и ректификационную колонну. Такие способы обычно будут включать в себя одну стадию, на которой к абсорберу подают первый поток флегмы, при этом первый поток флегмы содержит продукт, отбираемый с верха ректификационной колонны. На другой стадии используют обводную линию перед турбодетандером по направлению технологического потока, при этом обводная линия принимает паровую часть охлажденного природного газа и подает эту паровую часть к абсорберу, а на еще одной стадии охлаждают паровую часть, по меньшей мере, отчасти конденсируя ее, и снижают давление паровой части до ее ввода в абсорбер в качестве второго потока флегмы. На еще одной стадии в теплообменнике охлаждают по меньшей мере один из первого и второго потоков флегмы, используя холодильный агент, подаваемый извне. Следовательно, способ эксплуатации установки может включать в себя одну стадию, на которой используют абсорбер и ректификационную колонну. На другой стадии охлажденный продукт, отбираемый сверху колонны, подают к абсорберу в качестве первого потока флегмы, а на другой стадии снижают давление охлажденной паровой части подаваемого потока природного газа посредством другого устройства, чем турбодетандер, при этом снижают давление охлажденной паровой части, которая, по меньшей мере, частично конденсирована или переохлаждена, и подают ее к абсорберу в качестве второго потока флегмы.
Что касается остальных устройств рассматриваемых технологических схем (например, теплообменников, насосов, трубопроводов клапанов, компрессоров, детандеров и т.д.), то следует отметить, что такие устройства хорошо известны специалистам в данной области техники и что все известные и имеющиеся на рынке устройства, как полагают, пригодны для использования в связи с представленными здесь техническими решениями. Кроме того, термин около, используемый в связи с цифрой, относится к численному интервалу, который охватывает +/-10% числа включительно. Например, термин «около 10%» относится к интервалу 9-11% включительно.
- 9 013357
Таким образом, описаны конкретные варианты осуществления и случаи применения способов и технологических схем для высокого извлечения пропана и этана. Однако, как очевидно специалистам в данной области техники, кроме уже описанных модификаций, возможны многие другие модификации, не выходящие за пределы объема изобретения. Следовательно, предмет изобретения ограничивается только сущностью прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, при толковании, как описания изобретения, так и формулы изобретения все термины должны толковаться широчайшим возможным образом, согласующимся с контекстом. В частности, термины содержит и содержащий следует толковать как относящиеся неисключительным образом к элементам, устройствам или стадиям, указывая, что упомянутые элементы, устройства или стадии могут присутствовать, или использоваться, или объединяться с другими элементами, устройствами или стадиями, на которые неявно отсылают. Кроме того, в тех случаях, когда определение или использование термина в источнике, который включен сюда путем ссылки, несовместим с приведенным здесь определением этого термина или противоречит ему, применяется содержащееся здесь определение этого термина и не применяется определение этого термина в упомянутом источнике.

Claims (17)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей, соединенная с установкой для сжижения природного газа и содержащая абсорбер, выполненный с возможностью принимать подаваемый поток и потоки первой и второй флегм и выдавать поток верхнего продукта и поток нижнего продукта;
    ректификационную колонну, выполненную с возможностью принимать первую часть потока нижнего продукта и вторую часть потока нижнего продукта в разных точках, производить верхний погон ректификационной колонны и функционировать при давлении, которое ниже, чем рабочее давление в абсорбере;
    компрессор, который выполнен с возможностью принимать и сжимать верхний погон ректификационной колонны, по меньшей мере, до давления в абсорбере, и трубопровод, который соединен с компрессором и абсорбером и выполнен с возможностью подавать сжатый верхний погон ректификационной колонны к абсорберу; и устройство управления, которое выполнено с возможностью регулировать отношение (а) подаваемого потока к потоку второй флегмы и (б) первой части потока нижнего продукта ко второй части потока нижнего продукта, при этом отношение потоков является функцией желаемого извлечения этана в потоке нижнего продукта ректификационной колонны, при этом абсорбер связан с установкой для сжижения природного газа по потоку верхнего продукта.
  2. 2. Установка по п.1, дополнительно содержащая теплообменник и/или дефлегматор, которые выполнены с возможностью нагревать первую часть потока нижнего продукта, и еще дополнительно содержащая расширительное устройство, выполненное с возможностью охлаждать вторую часть потока нижнего продукта.
  3. 3. Установка по п.1, дополнительно содержащая охлаждающее устройство, термически соединенное с верхним погоном ректификационной колонны и выполненное с возможностью охлаждать сжатый верхний погон ректификационной колонны.
  4. 4. Установка по п.3, в которой охлажденный сжатый верхний погон ректификационной колонны используют в качестве первой флегмы.
  5. 5. Установка по п.1, в которой абсорбер выполнен с возможностью производить поток верхнего продукта с температурой -90°Е или ниже и давлением 500-700 фунт/кв.дюйм.
  6. 6. Установка по п.5, дополнительно содержащая компрессор, который выполнен с возможностью принимать поток верхнего продукта абсорбера и сжимать этот продукт до давления по меньшей мере 800 фунт/кв. дюйм.
  7. 7. Установка по п.6, в которой компрессор функционально соединен с детандером, который расширяет поток, подаваемый в абсорбер.
  8. 8. Способ переработки газа для подачи в установку для сжижения природного газа, в котором направляют в абсорбер подаваемый поток и потоки первой и второй флегм, получают в абсорбере поток нижнего продукта и поток верхнего продукта;
    соединяют на текучей среде абсорбер с ректификационной колонной так, что первую часть потока нижнего продукта и вторую часть потока нижнего продукта подают к ректификационной колонне в разных точках;
    эксплуатируют ректификационную колонну при давлении, которое ниже, чем рабочее давление абсорбера;
    подают верхний погон ректификационной колонны к абсорберу, и регулируют отношение (а) подаваемого потока к потоку второй флегмы и (б) первой части потока нижнего продукта к второй части потока нижнего продукта как функцию желаемого извлечения этана в потоке нижнего продукта ректификационной колонны, подают поток верхнего продукта абсорбера в ус
    - 10 013357 тановку для сжижения природного газа.
  9. 9. Способ по п.8, при котором верхний погон ректификационной колонны сжимают, охлаждают и подают в абсорбер в качестве потока первой флегмы.
  10. 10. Способ по п.8, при котором поддерживают давление в ректификационной колонне 300-500 фунт/кв.дюйм, а в абсорбере 500-800 фунт/кв.дюйм.
  11. 11. Способ по п.8, при котором дополнительно разделяют охлажденный подаваемый газ на жидкостную часть и паровую часть и подают в ректификационную колонну жидкостную часть после, по меньшей мере, частичного снижения давления и нагрева.
  12. 12. Способ по п.11, при котором паровую часть разделяют на первый и второй потоки для образования тем самым потока второй флегмы и потока, подаваемого в абсорбер.
  13. 13. Способ по п.8, при котором верхний поток абсорбера представляет собой низкотемпературный поток, который дополнительно сжимают до давления, подходящего для сжижения.
  14. 14. Способ по п.13, при котором сжатие обеспечивают за счет расширения потока, подаваемого в абсорбер.
  15. 15. Способ управляемого извлечения С2 из газа, подаваемого к установке для сжижения природного газа, в котором направляют расширенную и нагретую жидкостную часть подаваемого газа в ректификационную колонну и направляют паровую часть подаваемого газа в абсорбер, который производит верхний продукт при давлении 500-700 фунт/кв.дюйм;
    увеличивают отношение потока, подаваемого к абсорберу к потоку второй флегмы абсорбера и тем самым уменьшают извлечение С2 и используют первую флегму, которая обеспечивается продуктом верхнего погона ректификационной колонны, для снижения температуры верхнего продукта абсорбера до температуры, равной -90°Е или ниже;
    подают верхний продукт абсорбера при низкой температуре к компрессору, сжимают этот продукт до давления, подходящего для сжижения; и направляют в установку для сжижения природного газа, увеличивают температуру нижнего продукта абсорбера, который подают в ректификационную колонну, чтобы тем самым увеличить температуру верхнего погона ректификационной колонны и тем самым уменьшить извлечение С2; и поддерживают в ректификационной колонне более низкое давление, чем в абсорбере.
  16. 16. Способ по п.15, при котором стадию регулирования температуры нижнего продукта абсорбера осуществляют нагревом по меньшей мере первой части нижнего продукта абсорбера в теплообменнике.
  17. 17. Способ по п.15, при котором стадию регулирования температуры нижнего продукта абсорбера осуществляют охлаждением по меньшей мере второй части нижнего продукта абсорбера, используя вентиль Джоуля-Томсона.
EA200800893A 2005-04-20 2006-03-14 Способ и устройство для извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа EA013357B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67351805P 2005-04-20 2005-04-20
PCT/US2006/009103 WO2006115597A2 (en) 2005-04-20 2006-03-14 Integrated ngl recovery and lng liquefaction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800893A1 EA200800893A1 (ru) 2009-02-27
EA013357B1 true EA013357B1 (ru) 2010-04-30

Family

ID=37215177

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800893A EA013357B1 (ru) 2005-04-20 2006-03-14 Способ и устройство для извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080271480A1 (ru)
AU (1) AU2006240459B2 (ru)
CA (1) CA2619021C (ru)
EA (1) EA013357B1 (ru)
WO (1) WO2006115597A2 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640976C1 (ru) * 2017-05-05 2018-01-12 Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." Способ управления процессом сжижения природного газа
RU2685101C1 (ru) * 2018-09-03 2019-04-16 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературной сепарации с дефлегмацией нтсд для выделения углеводородов c2+ из природного газа (варианты)
RU2725989C1 (ru) * 2019-02-01 2020-07-08 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературной дефлегмации с ректификацией нтдр комплексной безотходной промысловой подготовки газа (варианты)
RU2726328C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации природного газа по технологии нтдр (варианты)
RU2726329C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка нтдр для деэтанизации природного газа (варианты)

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
EP2119758A4 (en) * 2007-03-13 2011-08-31 Mitsui Shipbuilding Eng PROCESS FOR PRODUCING GASEOUS HYDRATE
AU2008287322B2 (en) * 2007-08-14 2012-04-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for improved natural gas liquids recovery
RU2488759C2 (ru) * 2008-02-20 2013-07-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения и разделения углеводородного потока
US9151537B2 (en) 2008-12-19 2015-10-06 Kanfa Aragon As Method and system for producing liquefied natural gas (LNG)
US9080811B2 (en) * 2009-02-17 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
US9052137B2 (en) 2009-02-17 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8881549B2 (en) * 2009-02-17 2014-11-11 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
US9933207B2 (en) * 2009-02-17 2018-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9074814B2 (en) * 2010-03-31 2015-07-07 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9052136B2 (en) * 2010-03-31 2015-06-09 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
AU2010216329B2 (en) * 2009-02-17 2013-11-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
EP2440870A1 (en) * 2009-06-11 2012-04-18 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
AR076506A1 (es) * 2009-06-11 2011-06-15 Sme Products Lp Procesamiento de gases de hidrocarburos
US9021832B2 (en) 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9068774B2 (en) * 2010-03-31 2015-06-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9057558B2 (en) * 2010-03-31 2015-06-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
MY160789A (en) 2010-06-03 2017-03-15 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US20140026615A1 (en) * 2012-07-26 2014-01-30 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for deep feed gas hydrocarbon dewpointing
CA2895257C (en) * 2012-12-28 2022-06-21 Linde Process Plants, Inc. Integrated process for ngl (natural gas liquids recovery) and lng (liquefaction of natural gas)
RU2674807C2 (ru) 2013-09-11 2018-12-13 Ортлофф Инджинирс, Лтд. Обработка газообразных углеводородов
CA2923447C (en) 2013-09-11 2022-05-31 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
MY179078A (en) 2013-09-11 2020-10-27 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
US9989305B2 (en) * 2014-01-02 2018-06-05 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
US9939194B2 (en) * 2014-10-21 2018-04-10 Kellogg Brown & Root Llc Isolated power networks within an all-electric LNG plant and methods for operating same
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
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11402155B2 (en) * 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
FR3056223B1 (fr) * 2016-09-20 2020-05-01 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procede de purification de gaz naturel a liquefier
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11268757B2 (en) 2017-09-06 2022-03-08 Linde Engineering North America, Inc. Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants
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
US11561043B2 (en) * 2019-05-23 2023-01-24 Bcck Holding Company System and method for small scale LNG production
CA3142737A1 (en) * 2019-06-05 2020-12-10 Conocophillips Company Two-stage heavies removal in lng processing
US10894929B1 (en) 2019-10-02 2021-01-19 Saudi Arabian Oil Company Natural gas liquids recovery process
RU2758754C1 (ru) * 2021-03-10 2021-11-01 Андрей Владиславович Курочкин Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа для повышения выхода газового конденсата (варианты)
WO2024049960A2 (en) * 2022-09-02 2024-03-07 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas feeds containing hydrogen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US6564580B2 (en) * 2001-06-29 2003-05-20 Exxonmobil Upstream Research Company Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from methane-rich pressurized liquid mixture
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3224947A (en) * 1961-06-19 1965-12-21 Phillips Petroleum Co Apparatus for controlling vapor-liquid flow ratios within a fractionation column
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
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
US4596588A (en) * 1985-04-12 1986-06-24 Gulsby Engineering Inc. Selected methods of reflux-hydrocarbon gas separation process
US4960702A (en) * 1985-09-06 1990-10-02 Codon Methods for recovery of tissue plasminogen activator
US5275005A (en) * 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
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
US5992175A (en) * 1997-12-08 1999-11-30 Ipsi Llc Enhanced NGL recovery processes
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
MXPA02012207A (es) * 2000-08-11 2003-06-04 Fluor Corp Proceso y configuraciones de alta recuperacion de propano.
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
DE60220954T2 (de) * 2002-05-08 2008-02-28 Fluor Corp., Aliso Viejo Konfiguration und verfahren zur gewinnung von flüssigem erdgas unter verwendung eines unterkühlten rückflussverfahrens
US7051553B2 (en) * 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery
US7069744B2 (en) * 2002-12-19 2006-07-04 Abb Lummus Global Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process
US6662589B1 (en) * 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
AU2008287322B2 (en) * 2007-08-14 2012-04-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for improved natural gas liquids recovery

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5685170A (en) * 1995-11-03 1997-11-11 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Propane recovery process
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6564580B2 (en) * 2001-06-29 2003-05-20 Exxonmobil Upstream Research Company Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from methane-rich pressurized liquid mixture

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640976C1 (ru) * 2017-05-05 2018-01-12 Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." Способ управления процессом сжижения природного газа
US10215487B2 (en) 2017-05-05 2019-02-26 Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Method of control of the natural gas liquefaction process
RU2685101C1 (ru) * 2018-09-03 2019-04-16 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературной сепарации с дефлегмацией нтсд для выделения углеводородов c2+ из природного газа (варианты)
RU2726328C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка деэтанизации природного газа по технологии нтдр (варианты)
RU2726329C1 (ru) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка нтдр для деэтанизации природного газа (варианты)
RU2725989C1 (ru) * 2019-02-01 2020-07-08 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературной дефлегмации с ректификацией нтдр комплексной безотходной промысловой подготовки газа (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
WO2006115597A2 (en) 2006-11-02
AU2006240459B2 (en) 2010-07-22
WO2006115597A3 (en) 2008-04-03
US20080271480A1 (en) 2008-11-06
EA200800893A1 (ru) 2009-02-27
AU2006240459A1 (en) 2006-11-02
CA2619021A1 (en) 2007-11-02
CA2619021C (en) 2010-11-23
WO2006115597B1 (en) 2008-05-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013357B1 (ru) Способ и устройство для извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
JP4216765B2 (ja) 凝縮天然ガスからの窒素除去方法及び装置
KR101568763B1 (ko) Ｌｎｇ를 생산하는 방법 및 시스템
RU2367860C1 (ru) Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа
CN101108977B (zh) 在液化天然气制备中的一体化ngl回收
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
AU755559B2 (en) A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
US10539363B2 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
EA011599B1 (ru) Установка и способ объединенного извлечения природного газоконденсата и сжижения природного газа
KR20050092766A (ko) 다중 환류 흐름 탄화수소 회수 공정
EA011919B1 (ru) Сжижение природного газа
JP2014522477A (ja) 天然ガスの液化プロセス
MXPA02005895A (es) Proceso para licuar gas natural mediante enfriamiento por expansion.
US10012433B2 (en) Method for ethane liquefaction with demethanization
KR20180010980A (ko) 희박 천연 가스 액화를 위한 중탄화수소 제거 시스템
AU2009216745B2 (en) Method and apparatus for cooling and separating a hydrocarbon stream
US11604025B2 (en) Standalone high-pressure heavies removal unit for LNG processing

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

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