RU2820185C2 - Hydrocarbon gas dehydration method - Google Patents
Hydrocarbon gas dehydration method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820185C2 RU2820185C2 RU2019134054A RU2019134054A RU2820185C2 RU 2820185 C2 RU2820185 C2 RU 2820185C2 RU 2019134054 A RU2019134054 A RU 2019134054A RU 2019134054 A RU2019134054 A RU 2019134054A RU 2820185 C2 RU2820185 C2 RU 2820185C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbons
- gas
- rich
- stream
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 237
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 226
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 104
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 104
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 claims abstract description 81
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 116
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 15
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 11
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 10
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 10
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 8
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 21
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IHICGCFKGWYHSF-UHFFFAOYSA-N C1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1C Chemical group C1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1C IHICGCFKGWYHSF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеField of technology to which the invention relates
Изобретение относится к способу дегидратации газа с помощью жидкого влагопоглотителя с использованием открытого контура потока углеводородов.The invention relates to a method for dehydrating gas using a liquid desiccant using an open hydrocarbon flow loop.
Уровень техникиState of the art
Дегидратация газа, например природного газа или газа нефтепереработки, является обычной операцией. Она позволяет контролировать точку росы по воде, то есть содержание воды в газе, чтобы избежать образования гидратов или льда во время транспортировки или использования этого газа, чтобы уменьшить риск коррозии или для любой другой цели.Dehydration of gas, such as natural gas or refinery gas, is a common operation. It allows you to control the water dew point, that is, the water content of the gas, to avoid the formation of hydrates or ice during transport or use of this gas, to reduce the risk of corrosion or for any other purpose.
Для этого обычной практикой является контактирование газа с гидрофильным жидким влагопоглотителем. Среди этих соединений широкое распространение имеет химическое семейство гликолей.To achieve this, it is common practice to contact the gas with a hydrophilic liquid desiccant. Among these compounds, the chemical family of glycols is widespread.
Например, документ US 3105748 описывает способ регенерации гликоля согласно уровню техники. Такая установка регенерации включает термическую стадию частичной регенерации гликоля способом разделения путем выпаривания воды, содержащейся в жидком гликоле. При этом разделении применяется система дистилляции гликоля, содержащего воду. Кроме того, в патенте US 3105748 предлагается применять стадию отпарки частично регенерированного гликоля частью дегидратированного природного газа, не подвергавшегося другому разделению, то есть богатого метаном, для форсирования регенерации жидкого гликоля. Однако отпарной агент, богатый метаном, не является самым эффективным для регенерации гликоля, содержащего воду.For example, US 3,105,748 describes a method for regenerating glycol according to the prior art. Such a regeneration plant includes a thermal stage of partial regeneration of the glycol by a separation method by evaporation of the water contained in the liquid glycol. This separation uses a glycol distillation system containing water. In addition, US Pat. No. 3,105,748 proposes the use of a stripping step of partially regenerated glycol with a portion of dehydrated natural gas that has not undergone other separation, i.e., rich in methane, to speed up the regeneration of liquid glycol. However, a methane-rich stripper is not the most effective for regenerating glycol containing water.
Кроме того, в документе US 5643421 описан способ отделения и удаления воды, содержащейся в смеси газа и воды, с помощью жидкого влагопоглотителя, а также удаление воды из жидкого влагопоглотителя, чтобы дегидратированный жидкий влагопоглотитель можно было использовать повторно. В этом способе предлагается использовать в качестве отпарного агента углеводородную фракцию, такую как нафта или газолины, для повышения чистоты жидкого влагопоглотителя по сравнению со способом, описанным в документе US 3105748. Согласно патенту US 5643421, отпарной агент получают, по меньшей мере в части, благодаря поглощению углеводородов жидким влагопоглотителем при контакте газа, подлежащего дегидратации, и регенерированного влагопоглотителя. После использования в отпарной колонне отпарной агент частично рекуперируют путем конденсации/разделения и, факультативно, дегидратируют с помощью твердого абсорбента, чтобы снова испарить и повторно использовать в качестве отпарного агента. Этот способ значительно улучшает чистоту жидкого влагопоглотителя и, тем самым, предотвращает возможное снижение точки росы дегидратируемого газа, в частности, когда отпарной агент перед направлением в отпарную колонну дегидратируют, в частности, с помощью сушилок, в частности, путем испарения и перегрева.In addition, US 5,643,421 describes a method for separating and removing water contained in a mixture of gas and water using a liquid desiccant, and removing water from the liquid desiccant so that the dehydrated liquid desiccant can be reused. This method proposes using a hydrocarbon fraction, such as naphtha or gasoline, as a stripping agent to improve the purity of the liquid desiccant compared to the method described in US 3,105,748. According to US Pat. No. 5,643,421, the stripping agent is produced, at least in part, by absorption of hydrocarbons by a liquid desiccant upon contact of the gas to be dehydrated and the regenerated desiccant. After use in the stripper column, the stripper is partially recovered by condensation/separation and optionally dehydrated with a solid absorbent to be vaporized again and reused as a stripper. This method significantly improves the purity of the liquid desiccant and thereby prevents a possible decrease in the dew point of the dehydrating gas, in particular when the stripping agent is dehydrated before being sent to the stripping column, in particular using dryers, in particular by evaporation and overheating.
Однако авторы настоящей заявки заметили, что необходимое внесение углеводородной фракции для поддержания баланса отпарного агента в замкнутом контуре не всегда можно обеспечить только совместной абсорбцией углеводородов жидким влагопоглотителем из газа или во время пуска установки. Следовательно, может потребоваться внесение отпарного агента из внешнего источника. Кроме того, способ требует особого устройства для регенерации, то есть для сушки отпарного агента, наполненного водой.However, the authors of this application noted that the necessary introduction of the hydrocarbon fraction to maintain the balance of the stripping agent in a closed loop cannot always be achieved only by the joint absorption of hydrocarbons with a liquid desiccant from the gas or during plant startup. Therefore, it may be necessary to add a stripping agent from an external source. In addition, the method requires a special device for regeneration, that is, for drying the stripping agent filled with water.
Кроме того, авторы заявки обнаружили, что некоторые газы, подлежащие сушке, включают очень тяжелые углеводороды (C12+) в низком содержании (например, в содержании порядка 1–10 ppm по весу). Хотя эти количества очень незначительны, указанные очень тяжелые углеводородные соединения могут сильно поглощаться жидким влагопоглотителем и могут быстро накапливаться в контуре регенерации жидкого влагопоглотителя в способе, описанном в документе US 5643421. Накопление этих очень тяжелых углеводородов снижает способность жидкого влагопоглотителя дегидратировать газ и вынуждает операторов проводить операции продувки или сбора с поверхности углеводородов, что может привести к потере жидкого влагопоглотителя.In addition, the applicants have discovered that some gases to be dried include very heavy hydrocarbons (C12+) in low levels (eg, in the order of 1-10 ppm by weight). Although these amounts are very small, these very heavy hydrocarbon compounds can be strongly absorbed by the liquid desiccant and can quickly accumulate in the liquid desiccant regeneration loop in the method described in US 5,643,421. The accumulation of these very heavy hydrocarbons reduces the ability of the liquid desiccant to dehydrate the gas and forces operators to carry out operations blowing or collecting hydrocarbons from the surface, which may result in loss of liquid desiccant.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
В настоящем описании обозначение "углеводороды Cx" означает углеводородные соединения, содержащие x атомов углерода. Обозначение "углеводороды Cx+" означает углеводородные соединения, содержащие по меньшей мере x атомов углерода. Обозначение "углеводороды Cx–Cy" означает углеводородные соединения, содержащие от x до y атомов углерода.As used herein, the term “Cx hydrocarbons” means hydrocarbon compounds containing x carbon atoms. The designation "Cx+ hydrocarbons" means hydrocarbon compounds containing at least x carbon atoms. The designation “Cx–Cy hydrocarbons” means hydrocarbon compounds containing x to y carbon atoms.
В настоящем описании выражение "богатый соединением X" означает, что фракция, погон или поток содержит по меньшей мере 50%, даже по меньшей мере 70% или даже по меньшей мере 80 вес.% соединения X. В настоящем описание выражение "обедненный соединением Y", соответственно "обогащенный соединением Z" означает, что "обедненный" объект содержит меньше соединения Y после проведенной операции, соответственно "обогащенный" объект содержит больше соединения Z после осуществленной операции.As used herein, the expression "rich in compound X" means that the fraction, stream or stream contains at least 50%, even at least 70%, or even at least 80% by weight of compound X. As used herein, the expression "depleted in compound Y" ", respectively, "rich in connection Z" means that the "depleted" object contains less connection Y after the operation, respectively, the "enriched" object contains more connection Z after the operation.
Настоящее изобретение предлагает использовать сухой поток, богатый углеводородами C4–C10, в качестве отпарного агента для улучшения регенерации жидкого влагопоглотителя согласно изобретению. Этот сухой поток, богатый углеводородами C4–C10, отбирают из газа, выходящего с дегидратации, например, в ходе стадии экстракции газоконденсата, находящейся за установкой дегидратации газа. Поток отпарного агента, отбираемый на выходе установки регенерации жидкого влагопоглотителя, можно вернуть в процесс по изобретению или направить в установку, являющуюся внешней по отношению к процессу согласно изобретению. Например, поток отпарного агента, отобранный на выходе установки регенерации, направляют на установку, которая может принимать влажные конденсаты, такую как установка трехфазного разделения на входе агрегата очистки неочищенного газа, установка стабилизации конденсатов и т.д.The present invention proposes to use a dry stream rich in C4-C10 hydrocarbons as a stripping agent to improve the regeneration of the liquid desiccant according to the invention. This dry stream, rich in C4-C10 hydrocarbons, is recovered from the dehydration effluent gas, for example, during a gas condensate extraction step downstream of a gas dehydration unit. The stripping agent stream taken from the liquid desiccant recovery unit can be returned to the process of the invention or sent to a unit external to the process of the invention. For example, the stripping agent stream taken from the outlet of the regeneration unit is sent to a unit that can receive wet condensates, such as a three-phase separation unit at the inlet of a raw gas treatment unit, a condensate stabilization unit, etc.
Кроме того, настоящее изобретение предлагает устройство, позволяющее предотвратить накапливание тяжелых углеводородных соединений в установке регенерации жидкого влагопоглотителя.In addition, the present invention provides an apparatus for preventing the accumulation of heavy hydrocarbon compounds in a liquid desiccant regeneration unit.
Объектом настоящего изобретения является способ дегидратации влажного углеводородного газа, в котором осуществляют следующие стадии:The subject of the present invention is a method for dehydrating wet hydrocarbon gas, which involves the following steps:
a) доставка неочищенного углеводородного газа, содержащего метан, по меньшей мере углеводороды C4+ и воду, иa) delivery of raw hydrocarbon gas containing methane, at least C4+ hydrocarbons and water, and
b) трехфазное разделение указанного неочищенного углеводородного газа, чтобы получить влажный углеводородный газ, жидкие углеводородные конденсаты и жидкий водный поток, и отправка указанного влажного углеводородного газа на стадию c),b) three-phase separating said raw hydrocarbon gas to produce wet hydrocarbon gas, liquid hydrocarbon condensates and a liquid water stream, and sending said wet hydrocarbon gas to step c),
c) контактирование указанного влажного углеводородного газа с регенерированным жидким влагопоглотителем, полученным на стадии e), чтобы получить дегидратированный газ и жидкий влагопоглотитель, наполненный водой,c) contacting said wet hydrocarbon gas with the regenerated liquid desiccant obtained in step e) to obtain dehydrated gas and liquid desiccant filled with water,
d) отделение фракции, богатой углеводородными соединениями C4–C10, содержащейся в дегидратированном газе, чтобы получить остаточный газ, обедненный углеводородами C4+, и поток пара, богатого углеводородами C4–C10,d) separating the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction contained in the dehydrated gas to obtain a C4+ hydrocarbon-depleted residual gas and a C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream,
e) регенерация влагопоглотителя, наполненного водой, полученного на стадии c), путем осуществления по меньшей мере одного этапа отпарки влагопоглотителя, наполненного водой, приводя его в контакт с потоком пара, богатого углеводородами C4–C10, полученным на стадии d), чтобы получить регенерированный жидкий влагопоглотитель и фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду,e) regenerating the water-filled desiccant obtained in step c) by performing at least one step of stripping the water-filled desiccant by bringing it into contact with a stream of steam rich in C4-C10 hydrocarbons obtained in step d) to obtain a regenerated liquid desiccant and a fraction rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water,
затем осуществляют стадию f) в соответствии с одним из двух следующих вариантов:step f) is then carried out in accordance with one of the following two options:
вариант 1: указанную фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, удаляют из процесса, option 1 : the specified fraction, rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water, is removed from the process,
вариант 2: указанную фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, направляют на стадию b), на которой осуществляют трехфазное разделение указанного неочищенного углеводородного газа, а также фракции, богатой углеводородами C4–C10 и содержащей воду, полученной на стадии e). option 2 : the specified fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water is sent to stage b), in which a three-phase separation of the specified crude hydrocarbon gas is carried out, as well as the fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water obtained in stage e).
Предпочтительно, в варианте 1 указанную фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, отводят на любую установку, которая может принимать влажные конденсированные углеводороды.Preferably, in option 1, the specified fraction, rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water, is removed to any installation that can receive wet condensed hydrocarbons.
Предпочтительно, в варианте 2 на стадии b) перед осуществлением трехфазного разделения неочищенный углеводородный газ смешивают с фракцией, богатой углеводородами C4–C10 и содержащей воду.Preferably, in option 2, in step b), before carrying out the three-phase separation, the raw hydrocarbon gas is mixed with a fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water.
Предпочтительно, в варианте 2 на стадии b) трехфазное разделение проводят по меньшей мере в одной сепараторной емкости, причем неочищенный углеводородный газ и фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, вводят в по меньшей мере одну сепараторную емкость по отдельности.Preferably, in embodiment 2, in step b), the three-phase separation is carried out in at least one separator vessel, wherein the crude hydrocarbon gas and the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction containing water are introduced into at least one separator vessel separately.
Предпочтительно, на стадии d) осуществляют следующие этапы:Preferably, in step d) the following steps are carried out:
i) выделяют по меньшей мере часть углеводородов C4+, содержащихся в дегидратированном газе, чтобы получить поток, богатый углеводородами C4+,i) recovering at least a portion of the C4+ hydrocarbons contained in the dehydrated gas to produce a stream rich in C4+ hydrocarbons,
ii) поток, обогащенный C4+, перегоняют, чтобы получить поток, обогащенный углеводородами C4–C10,ii) the C4+-rich stream is distilled to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich stream,
iii) выпаривают, путем нагревания, по меньшей мере часть потока, обогащенного углеводородами C4–C10, чтобы получить поток пара, богатого углеводородами C4–C10.iii) evaporate, by heating, at least a portion of the C4-C10 hydrocarbon-rich stream to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream.
Предпочтительно, на этапе iii) превращают в пар часть потока, обогащенного углеводородами C4–C10, а затем выпаренную часть перегревают, чтобы получить поток пара, богатого углеводородами C4–C10, а невыпаренную часть потока, обогащенного углеводородами C4–C10, выводят из процесса в жидкой форме.Preferably, step iii) steams a portion of the C4-C10 hydrocarbon-rich stream, and then the evaporated portion is superheated to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream, and the unevaporated portion of the C4-C10 hydrocarbon-rich stream is removed from the process in liquid form.
Предпочтительно, на этапе iii) испаряют весь поток, обогащенный углеводородами C4–C10, а затем испаренный поток перегревают, чтобы получить поток пара, богатого углеводородами C4–C10.Preferably, step iii) vaporizes the entire C4-C10 hydrocarbon-rich stream and then superheats the vaporized stream to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream.
Предпочтительно, на этапе iii) поток, обогащенный углеводородами C4–C10, перегревают, чтобы получить поток пара, богатого углеводородами C4–C10.Preferably, in step iii), the C4-C10 hydrocarbon-rich stream is superheated to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream.
Предпочтительно, испарение осуществляют путем нагрева до температуры в интервале от 80°C до 200°C и давлении от 0,1 до 0,5 МПа, а перегревание осуществляют до температуры в интервале от 210°C до 250°C и при давлении от 0,1 до 0,5 МПа.Preferably, evaporation is carried out by heating to a temperature in the range from 80°C to 200°C and a pressure from 0.1 to 0.5 MPa, and superheating is carried out to a temperature in the range from 210°C to 250°C and at a pressure from 0 ,1 to 0.5 MPa.
Предпочтительно, на стадии e) перед осуществлением этапа отпарки, проводят этап дистилляции влагопоглотителя, наполненного водой, чтобы удалить в виде пара по меньшей мере часть воды и получить поток частично регенерированного жидкого влагопоглотителя, а затем проводят указанный этап отпарки потока частично регенерированного жидкого влагопоглотителя, приводя его в контакт с потоком пара, богатого углеводородами C4–C10, полученным на стадии d), чтобы получить регенерированный жидкий влагопоглотитель и фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду.Preferably, in step e) before performing the stripping step, a distillation step of the water-filled desiccant is performed to remove at least a portion of the water as vapor to produce a partially regenerated liquid desiccant stream, and then the said step of stripping the partially regenerated liquid desiccant stream is performed, resulting in contacting it with the C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream obtained in step d) to obtain a regenerated liquid desiccant and a C4-C10 hydrocarbon-rich water-containing fraction.
Предпочтительно, на стадии e) контактирование потока пара, богатого углеводородами C4–C10, с жидким влагопоглотителем, наполненным водой, позволяет получить регенерированный жидкий влагопоглотитель, а также поток пара, богатый углеводородами C4–C10 и содержащего воду, который по меньшей мере частично конденсируют, чтобы получить фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, по меньшей мере частично в жидкой форме.Preferably, in step e) contacting a steam stream rich in C4-C10 hydrocarbons with a liquid desiccant filled with water produces a regenerated liquid desiccant, as well as a steam stream rich in C4-C10 hydrocarbons containing water, which is at least partially condensed, to obtain a fraction rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water, at least partially in liquid form.
Предпочтительно, газ представляет собой природный газ или газ нефтепереработки, полученный при температуре T>20°C, давлении P>1 МПа, причем при температуре T и давлении P газ является по меньшей мере насыщенным водой или углеводородами.Preferably, the gas is natural gas or petroleum gas obtained at a temperature T>20°C, a pressure P>1 MPa, and at a temperature T and pressure P the gas is at least saturated with water or hydrocarbons.
Предпочтительно, жидкий влагопоглотитель выбран из химического семейства гликолей.Preferably, the liquid desiccant is selected from the glycol chemical family.
Предпочтительно, рабочие условия при разделении на стадии d) выбирают так, чтобы поток пара, обогащенного углеводородами C4–C10, содержал ароматические углеводороды. Preferably, the operating conditions for separation in step d) are selected such that the steam stream enriched in C4-C10 hydrocarbons contains aromatic hydrocarbons.
Предпочтительно, на стадии d) не проводят этапа сушки потока пара, богатого углеводородами C4–C10.Preferably, step d) does not involve the step of drying the steam stream rich in C4-C10 hydrocarbons.
Настоящее изобретение позволяет избежать необходимости подачи внешнего потока для регенерации влагопоглотителя. Таким образом, способ согласно изобретению может легко работать в изолированном месте, например, на барже в море (шельф).The present invention avoids the need for an external flow to regenerate the desiccant. Thus, the method according to the invention can easily operate in an isolated location, for example on a barge at sea (offshore).
Настоящее изобретение позволяет ограничить содержание и даже избавиться от тяжелых углеводородов, в частности, углеводородов C12+ и даже C15+, которые могли бы загрязнить жидкий влагопоглотитель, если поток подлежащего обработке газа содержал их до применения настоящего изобретения.The present invention makes it possible to limit and even eliminate heavy hydrocarbons, in particular C12+ and even C15+ hydrocarbons, which would contaminate the liquid desiccant if the gas stream to be treated contained them prior to use of the present invention.
Кроме того, способ согласно изобретению может быть легко реализован путем переоборудования имеющейся обычной установки дегидратации.Moreover, the method according to the invention can be easily implemented by retrofitting an existing conventional dehydration plant.
Наконец, способ согласно изобретению является простым в осуществлении, в частности, он не требует применения коагулятора типа жидкость–жидкость или твердого адсорбента для воды, для дегидратации отпарного агента.Finally, the method according to the invention is simple to implement, in particular it does not require the use of a liquid-liquid coalescer or a solid water adsorbent to dehydrate the stripping agent.
Список фигурList of figures
Ниже изобретение будет описано подробно на неограничивающих примерах способа согласно изобретению, проиллюстрированных следующими фигурами:Below, the invention will be described in detail using non-limiting examples of the method according to the invention, illustrated by the following figures:
Фигура 1 является схематическим представлением, типа блок–схемы, общего принципа способа дегидратации неочищенного углеводородного газа согласно изобретению.Figure 1 is a schematic representation, such as a flowchart, of the general principle of the crude hydrocarbon gas dehydration process according to the invention.
Фигуры 2 и 3 показывают два варианта осуществления установки разделения 70, показанной на фигуре 1.Figures 2 and 3 show two embodiments of the separation unit 70 shown in Figure 1.
Описание вариантов осуществленияDescription of Embodiments
Ниже подробно описываются стадии a)–e) способа дегидратации согласно изобретению.Steps a) to e) of the dehydration process according to the invention are described in detail below.
Стадия a): Подача неочищенного углеводородного газа, содержащего метан, по меньшей мере углеводороды C4+ и воду. Stage a) : Supply of raw hydrocarbon gas containing methane, at least C4+ hydrocarbons and water.
Согласно фигуре 1, подлежащей обработке неочищенный углеводородный газ поступает по линии 11.According to figure 1, the raw hydrocarbon gas to be processed is supplied through line 11.
Неочищенный углеводородный газ содержит метан, углеводороды C4+ и воду. Изобретение особенно хорошо подходит для обработки газа, содержащего углеводороды C12+ и даже C15+, даже в очень низком количестве, то есть в содержаниях возможно ниже 10 ppm по весу.Raw hydrocarbon gas contains methane, C4+ hydrocarbons and water. The invention is particularly well suited for the treatment of gas containing C12+ and even C15+ hydrocarbons, even in very low quantities, that is, in contents possibly below 10 ppm by weight.
Неочищенный углеводородный газ может представлять собой природный газ или газ нефтепереработки. В частности, это может быть неочищенный природный газ, полученный на выходе эксплуатационной скважины, например, на платформе или барже в море (шельф).The crude hydrocarbon gas may be natural gas or refinery gas. In particular, it may be raw natural gas obtained at the outlet of a production well, for example, on a platform or barge at sea (offshore).
Неочищенный углеводородный газ может быть насыщенным или пересыщенным водой и/или углеводородами, то есть при давлении и температуре, при которых он предоставляется, он находится при его точке росы по воде и/или углеводородам. Углеводородный газ также может быть пересыщенным по воде и/или углеводородам, то есть он содержит некоторое количество воды и/или углеводородов в жидкой форме.The raw hydrocarbon gas may be saturated or supersaturated with water and/or hydrocarbons, that is, at the pressure and temperature at which it is provided, it is at its water and/or hydrocarbon dew point. The hydrocarbon gas may also be supersaturated in water and/or hydrocarbons, that is, it contains some water and/or hydrocarbons in liquid form.
Неочищенный углеводородный газ моет предоставляться при высоком давлении, например, при давлении от 0 до 10 МПа, предпочтительно выше 1 МПа, например, при давлении от 2 до 12 МПа. Неочищенный углеводородный газ находиться при температуре от 0°C до 100°C, предпочтительно при температуре выше 20°C, например, при температуре от 40°C до 80°C.The crude hydrocarbon gas may be provided at high pressure, for example at a pressure of 0 to 10 MPa, preferably above 1 MPa, for example at a pressure of 2 to 12 MPa. The crude hydrocarbon gas is at a temperature of from 0°C to 100°C, preferably at a temperature above 20°C, for example at a temperature of from 40°C to 80°C.
Стадия b): Трехфазное разделение указанного неочищенного углеводородного газа, а также, факультативно, фракции, богатой углеводородами C4–C10 и содержащей воду, с получением влажного углеводородного газа, жидких углеводородных конденсатов и жидкого водного потока. Step b) : Three-phase separation of said crude hydrocarbon gas, and optionally a C4-C10 hydrocarbon-rich fraction containing water, to produce wet hydrocarbon gas, liquid hydrocarbon condensates and a liquid aqueous stream.
Согласно фигуре 1, неочищенный углеводородный газ поступает по линии 11 в установку 10 трехфазного разделения. В установке 10 газ подвергается по меньшей мере одному или нескольким этапам разделения типа жидкость–жидкость и газ–жидкость.According to figure 1, the raw hydrocarbon gas enters through line 11 into the three-phase separation unit 10. In unit 10, the gas is subjected to at least one or more liquid-liquid and gas-liquid separation steps.
При необходимости газ можно также охладить в установке 10, например, до температуры 20°C–60°C, предпочтительно от 20°C до 40°C. Охлаждение газа позволяет в большей степени сконденсировать воду и тяжелые углеводороды. Разделение газа, жидкой воды и жидких углеводородов может быть реализовано в одной или нескольких сепараторных емкостях. При необходимости установка 10 может также включать в себя дополнительную систему очистки отделенного влажного газа, как, например, система удаления кислых газов (например, путем поглощения в растворе абсорбента, содержащем амины).If necessary, the gas can also be cooled in unit 10, for example to a temperature of 20°C to 60°C, preferably from 20°C to 40°C. Cooling the gas allows water and heavy hydrocarbons to condense to a greater extent. The separation of gas, liquid water and liquid hydrocarbons can be realized in one or more separator tanks. If necessary, the installation 10 may also include an additional purification system for the separated wet gas, such as a system for removing acid gases (for example, by absorption in an absorbent solution containing amines).
Жидкая вода отводится из установки 10 по линии 13. Жидкие тяжелые углеводороды отводятся по линии 14. Газ, обычно обедненный по меньшей мере тяжелыми углеводородами и водой по сравнению с неочищенным газом, поступающим по линии 11, отводится из установки 10 по линии 12.Liquid water is removed from unit 10 via line 13. Liquid heavy hydrocarbons are removed via line 14. Gas, typically depleted of at least heavy hydrocarbons and water compared to the raw gas entering line 11, is removed from unit 10 via line 12.
Фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и водой, полученную способом согласно изобретению, можно также подвергнуть стадии b) трехфазного разделения. Согласно фигуре 1, эта фракция поступает по линии 52. Эту фракцию можно смешать с неочищенным углеводородным газом, поступающим по линии 11. Эту фракцию можно также напрямую ввести в установку 10, например, вводя в сепараторную емкость или в одну из сепараторных емкостей, если используется несколько сепараторных емкостей, или ее можно направить на любую установку, которая может принимать влажные конденсаты.The fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and water obtained by the process according to the invention can also be subjected to three-phase separation step b). 1, this fraction enters through line 52. This fraction can be mixed with the crude hydrocarbon gas supplied through line 11. This fraction can also be directly introduced into unit 10, for example by introducing into a separator tank or into one of the separator tanks if used. several separator tanks, or it can be sent to any installation that can receive wet condensates.
Стадия c): Контактирование влажного углеводородного газа с регенерированным жидким влагопоглотителем, полученным на стадии e), чтобы получить дегидратированный газ и жидкий влагопоглотитель, наполненный водой. Step c) : Contacting the wet hydrocarbon gas with the regenerated liquid desiccant obtained in step e) to obtain dehydrated gas and liquid desiccant filled with water.
Согласно изобретению, влажный углеводородный газ может также поступать из другого источника, а не с описанных выше стадий a) и b). Влажный углеводородный газ содержит метан, углеводороды C4+ и воду. Влажный углеводородный газ может быть насыщен водой и/или углеводородами, то есть при давлении и температуре, при которых он доставляется, он находится в его точке росы по воде и/или углеводороду. Влажный углеводородный влажный газ может доставляться при высоком давлении, например, при давлении от 0 до 10 МПа, предпочтительно выше 1 МПа, например, при давлении в интервале от 2 до 12 МПа. Влажный углеводородный газ может находиться при температуре от 0°C до 100°C, предпочтительно при температуре выше 20°C, например, при температуре от 40°C до 80°C.According to the invention, the wet hydrocarbon gas can also come from a source other than the steps a) and b) described above. Wet hydrocarbon gas contains methane, C4+ hydrocarbons and water. Wet hydrocarbon gas may be saturated with water and/or hydrocarbons, that is, at the pressure and temperature at which it is delivered, it is at its water and/or hydrocarbon dew point. The wet hydrocarbon wet gas can be delivered at high pressure, for example at a pressure of from 0 to 10 MPa, preferably above 1 MPa, for example at a pressure in the range of from 2 to 12 MPa. The wet hydrocarbon gas may be at a temperature of from 0°C to 100°C, preferably at a temperature above 20°C, for example at a temperature of from 40°C to 80°C.
Согласно фигуре 1, влажный газ, циркулирующий в линии 12, вводится в установку дегидратации 20 для приведения в контакт с регенерированным жидким влагопоглотителем, поступающий по линии 61.According to figure 1, the wet gas circulating in line 12 is introduced into the dehydration unit 20 to be brought into contact with the regenerated liquid desiccant supplied through line 61.
Жидкий влагопоглотитель может быть выбран из химического семейства гликолей. Например, используют триэтиленгликоль (ТЭГ), моноэтиленгликоль (МЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или тетраэтиленгликоль (T4ЭГ). Согласно изобретению предпочтительно использовать триэтиленгликоль (ТЭГ) из–за его сильного сродства с водой, химической стойкости и низкой стоимости.The liquid desiccant may be selected from the glycol chemical family. For example, triethylene glycol (TEG), monoethylene glycol (MEG), diethylene glycol (DEG) or tetraethylene glycol (T4EG) are used. According to the invention, it is preferable to use triethylene glycol (TEG) due to its strong affinity for water, chemical resistance and low cost.
В установке 20 влажный газ можно привести в контакт в противотоке с жидким влагопоглотителем в колонне, оснащенной, например, неупорядоченной или структурированной насадкой или дистилляционными тарелками. Газ вводится в колонну снизу, а жидкий влагопоглотитель вводится сверху колонны. При контакте газа с жидким влагопоглотителем вода, содержащаяся в газе, поглощается жидким влагопоглотителем с получением дегидратированного газа и жидкого влагопоглотителя, наполненного водой. Например, дегидратированный газ может иметь содержание воды ниже 5 ppm по объему, предпочтительно ниже 1 ppm по объему.In unit 20, the wet gas may be brought into countercurrent contact with a liquid desiccant in a column equipped, for example, with random or structured packing or distillation trays. Gas is introduced into the column from the bottom, and liquid desiccant is introduced from the top of the column. When the gas comes into contact with the liquid desiccant, the water contained in the gas is absorbed by the liquid desiccant to produce dehydrated gas and a water-filled liquid desiccant. For example, the dehydrated gas may have a water content below 5 ppm by volume, preferably below 1 ppm by volume.
Дегидратированный газ отводится из установки 20 по линии 21. Жидкий влагопоглотитель, наполненный водой, отводится из установки 20 по линии 22 для введения в установку регенерации, обычно состоящую из установок 50 и 60.The dehydrated gas is removed from unit 20 via line 21. Liquid desiccant, filled with water, is removed from unit 20 via line 22 for introduction into a recovery unit, typically consisting of units 50 and 60.
Стадия d): Отделение фракции углеводородных соединений C4–C10, содержащихся в дегидратированном газе, чтобы получить остаточный газ, бедный углеводородами C4+, и поток пара, богатого углеводородами C4–C10. Таким образом, согласно изобретению получают поток пара, обогащенного углеводородами C4–C10, который также дегидратирован и который будет служить отпарным агентом на стадии e). Стадия d) позволяет получить напрямую дегидратированный поток паров C4–C10. Таким образом, стадия d) может обойтись без этапа сушки. В других различных способах согласно изобретению этап сушки может проводиться, чтобы высушить отпарной агент. Этап сушки, как правило, можно провести в коагуляторе, за которым установлены сушилки (например, на молекулярных ситах, по–английски molecular sieve), работающие циклически, когда по меньшей мере одно сушилка находится в фазе адсорбции, а по меньшей мере одна другая сушилка находится в фазе регенерации. Материал, подаваемый в эти сушилки, обычно находится в жидкой фазе. Таким образом, стадию d) предпочтительно проводят без сушилок, что есть при уменьшенном количестве оборудования и с оборудованием меньших габаритов. Step d) : Separation of a fraction of the C4–C10 hydrocarbon compounds contained in the dehydrated gas to produce a C4+ hydrocarbon-poor residual gas and a C4–C10 hydrocarbon-rich steam stream. Thus, according to the invention, a steam stream enriched in C4-C10 hydrocarbons is obtained, which is also dehydrated and which will serve as a stripping agent in step e). Step d) produces a direct dehydrated C4–C10 vapor stream. Thus, step d) can dispense with the drying step. In various other methods according to the invention, a drying step may be carried out to dry the stripping agent. The drying stage, as a rule, can be carried out in a coagulator, behind which dryers are installed (for example, on molecular sieves, in English molecular sieve), operating cyclically, when at least one dryer is in the adsorption phase, and at least one other dryer is in the regeneration phase. The material fed into these dryers is usually in the liquid phase. Thus, step d) is preferably carried out without dryers, which is the case with a reduced amount of equipment and smaller equipment.
Кроме того, стадия d) позволяет получить остаточный газ с низким содержанием углеводородов C4+, являющийся дегидратированным.In addition, step d) produces a residual gas with low C4+ hydrocarbon content, which is dehydrated.
Дегидратированный газ, циркулирующий в линии 21, вводится в установку 30 экстракции газоконденсата (NGL, от Natural Gas Liquids), часто называемую установкой экстракции NGL). Например, на установке 30 реализуются этапы расширения и/или охлаждения, позволяющие сконденсировать углеводороды при низкой температуре. Например, установка 30 осуществляет расширение газа, например, в клапане или турбомашине, или во внешнем холодильном контуре, или путем комбинации этих способов, чтобы обеспечить необходимое охлаждение поступающего газа. Конденсированные углеводороды отделяются от газа в жидком виде. Затем отделенные жидкие углеводороды можно при необходимости стабилизировать в установке 30, например, удаляя этан путем перегонки, чтобы обеспечить необходимое качество и количество остаточного газа (поток 31) или качество и количество NGL (поток 34), полученного в установке газоочистки. Таким образом, установка 30 позволяет извлечь наиболее тяжелые углеводородные соединения, в частности, C4+, содержащиеся в дегидратированном газе. Предпочтительно, рабочие условия в установке 30 приспособлены для максимального извлечения ароматических соединений, обычно совокупно обозначаемых БТК (бензол–толуол–ксилол), вместе с полученной фракцией NGL. Рабочие условия установки 30 можно выбирать в соответствии с требованиями, связанными со спецификациями по точке росы по углеводородам для газа, отводимого по линии 31, или по желаемой степени извлечения подходящих для применения углеводородов в жидкой форме (например, NGL или C5+), отводимых по линии 34.The dehydrated gas circulating in line 21 is introduced into a natural gas condensate (NGL, from Natural Gas Liquids) extraction unit 30, often referred to as an NGL extraction unit). For example, plant 30 implements expansion and/or cooling steps to condense hydrocarbons at a low temperature. For example, unit 30 expands the gas, for example in a valve or turbomachine, or in an external refrigeration circuit, or a combination of these methods, to provide the necessary cooling of the incoming gas. Condensed hydrocarbons are separated from the gas in liquid form. The separated liquid hydrocarbons can then be stabilized in unit 30 as needed, for example by removing ethane by distillation, to provide the desired quality and quantity of residual gas (stream 31) or quality and quantity of NGL (stream 34) produced in the gas treatment unit. Thus, installation 30 makes it possible to extract the heaviest hydrocarbon compounds, in particular C4+, contained in the dehydrated gas. Preferably, the operating conditions in unit 30 are adjusted to maximize the recovery of aromatic compounds, usually collectively referred to as BTX (benzene-toluene-xylene), along with the resulting NGL fraction. The operating conditions of unit 30 may be selected according to requirements associated with hydrocarbon dew point specifications for the gas discharged through line 31 or the desired recovery rate of suitable hydrocarbons in liquid form (eg, NGL or C5+) discharged through line 34.
Остаточный газ выводится из установки 30 по линии 31. Этот остаточный газ обеднен углеводородами C4+ по сравнению с дегидратированным газом, входящим в установку 30 по линии 21. Поток, обогащенный углеводородами C4+ (называемый также NGL), который был выделен из дегидратированого газа в установке 30, выводится по линии 32. Часть этого потока можно вывести из процесса по линии 34.The residual gas is removed from unit 30 via line 31. This residual gas is depleted in C4+ hydrocarbons compared to the dehydrated gas entering unit 30 via line 21. The C4+ hydrocarbon-rich stream (also called NGL) that has been separated from the dehydrated gas in unit 30 , is output via line 32. Part of this flow can be output from the process via line 34.
Другая часть или весь поток, богатый углеводородами C4+, вводится в установку стабилизации 40 по линии 33, чтобы получить фракцию, обогащенную углеводородами C4–C10. Предпочтительно, работа установки стабилизации 40 адаптирована для получения жидкой фракции, богатой углеводородами C4–C10, содержащей ароматические соединения. Конфигурация установки стабилизации 40 может варьироваться, например, в зависимости от качества входящего NGL и требуемого качества богатой углеводородами C4–C10 фракции (в частности, точки кипения и точки росы). Предпочтительно, установка 40 состоит из дистилляционной колонны, оборудованной системой вторичного кипячения. При необходимости дистилляционная колонна может быть оснащена дефлегматором для обеспечения надлежащей дистилляции.Another portion or all of the C4+ hydrocarbon-rich stream is introduced into stabilization unit 40 via line 33 to produce a C4-C10 hydrocarbon-rich fraction. Preferably, the operation of the stabilization unit 40 is adapted to produce a liquid fraction rich in C4-C10 hydrocarbons containing aromatic compounds. The configuration of the stabilization unit 40 may vary, for example, depending on the quality of the incoming NGL and the desired quality of the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction (in particular, boiling point and dew point). Preferably, unit 40 consists of a distillation column equipped with a secondary boiling system. If necessary, the distillation column can be equipped with a reflux condenser to ensure proper distillation.
Установка 40 создает газообразную фракцию, отводимую по линии 41, которую факультативно можно вернуть в процесс, и жидкую фракцию, богатую углеводородами C4–C10, которую отводят по линии 42.Unit 40 produces a gaseous fraction, withdrawn via line 41, which can optionally be returned to the process, and a liquid fraction, rich in C4-C10 hydrocarbons, which is withdrawn via line 42.
В первом варианте изобретения богатая углеводородами C4–C10 фракция вводится по линии 42 в установку 70 выпаривания, что позволяет превратить в пар и перегреть фракцию, богатую углеводородами C4–C10. В этом случае установка 70 состоит из одного или нескольких теплообменников, что позволяет нагреть богатую углеводородами C4–C10 фракцию до температуры 210°C–250°C, предпочтительно от 215°C до 230°C. Этот первый вариант не соответствует изображению установки 70 с фигуры 1.In the first embodiment of the invention, the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction is introduced through line 42 into the evaporation unit 70, which allows the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction to be steamed and superheated. In this case, the unit 70 consists of one or more heat exchangers, which allows the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction to be heated to a temperature of 210°C to 250°C, preferably from 215°C to 230°C. This first option does not correspond to the image of installation 70 from Figure 1.
Согласно второму варианту изобретения, проиллюстрированному установкой 70 с фигуры 1, богатая углеводородами C4–C10 фракция вводится по линии 42 в установку 70 разделения и испарения, которая позволяет извлечь наиболее тяжелые углеводородные соединения, в частности, углеводороды C15+. Богатую углеводородами C4–C10 фракцию превращают в пар два этапа. Согласно фигуре 1, первый испаритель C испаряет богатую углеводородами C4–C10 фракцию, частично или полностью, в зависимости от присутствия в ней тяжелых углеводородов (то есть углеводородов C12+ и даже C15+), например, при температуре от 80°C до 200°C, предпочтительно от 110°C до 190°C, даже от 150°C до 180°C, и, например, при давлении от 0,1 до 0,5 МПа, обычно от 0,15 до 0,25 МПа. Неиспарившиеся тяжелые углеводороды, в частности, углеводороды C12+ и даже C15+, если таковые присутствуют, отделяются в жидкой форме в сепараторе D и выводятся из процесса по линии 08. Таким образом, установка 70 позволяет извлечь тяжелые углеводородные соединения из фракции, богатой углеводородами C4–C10. Состав богатой углеводородами C4–C10 фракции, поступающей по линии 42, может варьироваться в зависимости от состава обрабатываемого неочищенного углеводородного газа и может корректироваться путем изменения рабочих условий установок 30 и 40 в процессе работы.According to the second embodiment of the invention, illustrated by installation 70 of Figure 1, the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction is introduced through line 42 into a separation and evaporation unit 70, which allows recovery of the heaviest hydrocarbon compounds, in particular C15+ hydrocarbons. The fraction rich in C4–C10 hydrocarbons is converted into steam in two stages. According to figure 1, the first evaporator C evaporates the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction, partially or completely, depending on the presence of heavy hydrocarbons (i.e. C12+ and even C15+ hydrocarbons), for example, at a temperature of 80°C to 200°C, preferably from 110°C to 190°C, even from 150°C to 180°C, and, for example, at a pressure of from 0.1 to 0.5 MPa, usually from 0.15 to 0.25 MPa. Unevaporated heavy hydrocarbons, in particular C12+ and even C15+ hydrocarbons, if present, are separated in liquid form in separator D and removed from the process through line 08. Thus, unit 70 allows the recovery of heavy hydrocarbon compounds from a fraction rich in C4-C10 hydrocarbons . The composition of the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction entering line 42 may vary depending on the composition of the raw hydrocarbon gas being processed and may be adjusted by changing the operating conditions of units 30 and 40 during operation.
Затем богатую углеводородами C4–C10 фракцию в виде пара, выходящую из сепаратора D, перегревают, например, до температуры от 210°C до 250°C, предпочтительно от 215°C до 230°C и, например, при абсолютном давлении от 1 до 5 бар (т.е. 0,1–0,5 МПа), обычно от 0,15 до 0,25 МПа, в перегревателе E. Перегретая фракция, богатая углеводородами C4–C10, вводится по линии 06 в установку 60 регенерации влагопоглотителя.The C4-C10 hydrocarbon-rich fraction in the form of steam leaving separator D is then superheated, for example, to a temperature of from 210°C to 250°C, preferably from 215°C to 230°C and, for example, to an absolute pressure of from 1 to 5 bar (i.e. 0.1 to 0.5 MPa), typically 0.15 to 0.25 MPa, in superheater E. The superheated fraction, rich in C4-C10 hydrocarbons, is introduced through line 06 into desiccant regeneration unit 60 .
На фиг. 2 и 3 показаны два примера реализации установки 70. Позиции на фиг. 2 и 3, идентичные позициям на фиг. 1, относятся к одинаковым элементам.In fig. 2 and 3 show two example implementations of installation 70. The reference positions in FIG. 2 and 3, identical to the positions in Fig. 1 refer to the same elements.
Согласно фигуре 2, богатая углеводородами C4–C10 фракция, поступающая из установки 40 по линии 42, сначала нагревается до промежуточной температуры, составляющей, например, от 150°C до 180°C, в теплообменнике C. Теплообменник C может быть пластинчатого или трубчатого типа, использующим теплоноситель, например, регенерированный влагопоглотитель, горячее масло или пар. В зависимости от состава богатой углеводородами C4–C10 фракции, нагревание, реализуемое в теплообменнике C, позволяет осуществить полное или частичное испарение. Богатая углеводородами C4–C10 фракция, выходящая из теплообменника C, вводится в сепараторную емкость D, где неиспарившиеся тяжелые углеводороды, в частности, углеводороды C12+ и даже C15+, если таковые присутствуют, отделяют от газовой фазы, чтобы вывести из из процесса по линии 8. Например, отвод по линии 8 управляется клапаном, контролируемым датчиком LC уровня жидкости в сепараторной емкости D. Газовая фаза, отводимая из сепараторной емкости D, проводится в теплообменник E, называемый также перегревателем, который может работать на электричестве или использовать горячий теплоноситель для нагрева до температуры от 210°C до 250°C, предпочтительно от 215°C до 230°C. Затем перегретый пар отводится по линии 06 в устройство 60 регенерации жидкого влагопоглотителя.According to Figure 2, the C4-C10 hydrocarbon-rich fraction coming from unit 40 via line 42 is first heated to an intermediate temperature of, for example, 150°C to 180°C in heat exchanger C. Heat exchanger C may be of plate or tube type. using a heating medium such as regenerated desiccant, hot oil or steam. Depending on the composition of the C4–C10 hydrocarbon-rich fraction, the heating implemented in heat exchanger C allows complete or partial evaporation. The C4-C10 hydrocarbon-rich fraction leaving heat exchanger C is introduced into separator vessel D, where unevaporated heavy hydrocarbons, in particular C12+ and even C15+ hydrocarbons, if present, are separated from the gas phase to be removed from the process via line 8. For example, the outlet along line 8 is controlled by a valve controlled by a liquid level sensor LC in separator vessel D. The gas phase removed from separator vessel D is conducted to heat exchanger E, also called a superheater, which can be electrically operated or use a hot fluid to heat up to temperature from 210°C to 250°C, preferably from 215°C to 230°C. Then the superheated steam is discharged through line 06 to the liquid desiccant regeneration device 60.
В одном частном варианте осуществления изобретения теплообменник C может содержать дренажную систему, которая позволяет извлечь жидкость, не испарившуюся в теплообменнике C, чтобы ввести ее в сепараторную емкость D. Сток жидкости может осуществляться под действием силы тяжести. Например, линия A связывает теплообменник C с емкостью D, причем линия A подсоединена в нижней точке теплообменника C. Этот вариант осуществления хорошо подходит для теплообменников трубчатого типа.In one particular embodiment of the invention, heat exchanger C may include a drainage system that allows liquid that has not evaporated in heat exchanger C to be introduced into separator vessel D. The liquid may drain by gravity. For example, line A connects heat exchanger C to vessel D, with line A connected at the low point of heat exchanger C. This embodiment is well suited for tube-type heat exchangers.
В другом частном варианте осуществления изобретения, показанном на фигуре 3, теплообменник C и сепараторная емкость D установки 70 объединены в одно устройство, состоящее из ребойлера F с жидкой ванной, обычно называемого "котлом". Ребойлер состоит из камеры, содержащей две зоны F1 и F3, находящиеся в нижней части камеры, и одну зону F2, находящуюся в верхней части камеры. Зоны F1 и F3 разделены перегородкой F4, которая может проходить от дна камеры до половины высоты, образуя две отдельные зоны F1 и F3. Богатая углеводородами C4–C10 фракция из установки 40 вводится в первую зону F1 по линии 42. Нагревательное устройство F5 позволяет нагревать жидкость в зоне F1. Нагревательное устройство F5 может использовать горячий теплоноситель, а также использовать электрические нагревательные элементы. Под действием нагревательного устройства F5 в зоне F2 образуется пар, который отбирается для ввода в перегреватель E. Затем перегретый пар отводится по линии 6 в устройство 60 регенерации влагопоглотителя. Жидкость, поступившая в зону F1 и не испарившаяся, переливается из зоны F1 через перегородку F4 в зону F3; речь идет о неиспарившихся тяжелых углеводородах. Эти жидкие тяжелые углеводороды, в частности, углеводороды C12+ и даже C15+, если таковые присутствуют, отводятся по линии 8. Например, отвод по линии 8 управляется клапаном, контролируемым датчиком LC уровня жидкости в зоне F3.In another particular embodiment of the invention, shown in Figure 3, the heat exchanger C and the separator vessel D of the unit 70 are combined into one device consisting of a liquid bath reboiler F, commonly referred to as a "boiler". The reboiler consists of a chamber containing two zones F1 and F3, located in the lower part of the chamber, and one zone F2, located in the upper part of the chamber. Zones F1 and F3 are separated by a partition F4, which can extend from the bottom of the chamber to half the height, forming two separate zones F1 and F3. The C4-C10 hydrocarbon-rich fraction from unit 40 is introduced into the first zone F1 via line 42. Heating device F5 allows the liquid in zone F1 to be heated. The F5 heating device can use hot fluid and also use electric heating elements. Under the action of the heating device F5, steam is generated in zone F2, which is taken for input into superheater E. Then the superheated steam is discharged through line 6 to the desiccant regeneration device 60. The liquid that entered zone F1 and did not evaporate flows from zone F1 through partition F4 into zone F3; We are talking about unevaporated heavy hydrocarbons. These liquid heavy hydrocarbons, in particular C12+ and even C15+ hydrocarbons, if present, are discharged through line 8. For example, the discharge through line 8 is controlled by a valve controlled by the liquid level sensor LC in zone F3.
Конструкция ребойлера F ванного типа позволяет работать в двух режимах.The design of the F bathtub type reboiler allows operation in two modes.
Режим полного испарения. В этом варианте рабочая температуре в нагревательной ванне в зоне F1 доводится до допустимого максимума, например, до температуры, составляющей от 80°C до 200°C, предпочтительно от 110°C до 190°C, даже от 150°C до 180°C и, например, до давления от 0,1 до 0,5 МПа, обычно от 0,15 до 0,25 МПа. Часть фракции, богатой углеводородами C4–C10, не испарившаяся при этой температуре, то есть тяжелые углеводороды, перетекает путем перелива через перегородку F4 из зоны F1 в зону F3. Тяжелые углеводороды, в частности, углеводороды C12+ и даже C15+, если таковые присутствуют, выводятся из зоны F3 по линии 8, например, при контроле уровня жидкости в зоне F3. Full evaporation mode . In this embodiment, the operating temperature in the heating bath in zone F1 is brought to an acceptable maximum, for example to a temperature of 80°C to 200°C, preferably 110°C to 190°C, even 150°C to 180°C and, for example, up to a pressure of 0.1 to 0.5 MPa, typically 0.15 to 0.25 MPa. Part of the fraction rich in C4–C10 hydrocarbons that has not evaporated at this temperature, that is, heavy hydrocarbons, flows by overflowing through partition F4 from zone F1 to zone F3. Heavy hydrocarbons, in particular C12+ and even C15+ hydrocarbons, if present, are removed from zone F3 via line 8, for example, when monitoring the liquid level in zone F3.
Режим полного испарения. В случае, когда богатая углеводородами C4–C10 фракция не содержит тяжелых углеводородов, она полностью испаряется в зоне F1, например, при температуре, не превышающей 180°C, предпочтительно при температуре от 80°C до 200°C, предпочтительно от 110°C до 190°C и даже от 150°C до 180°C и давлении от 0,1 до 0,5 МПа, обычно от 0,15 до 0,25 МПа. Рабочую температуру в зоне F1 устанавливают так, чтобы уровень жидкости в зоне F1 был выше нагревательного устройства F5, но ниже верхнего края перегородки F4. Full evaporation mode . In the case where the C4–C10 hydrocarbon-rich fraction does not contain heavy hydrocarbons, it is completely evaporated in zone F1, for example at a temperature not exceeding 180°C, preferably at a temperature from 80°C to 200°C, preferably from 110°C up to 190°C and even from 150°C to 180°C and pressure from 0.1 to 0.5 MPa, usually from 0.15 to 0.25 MPa. The operating temperature in zone F1 is set so that the liquid level in zone F1 is higher than the heating device F5, but below the upper edge of the partition F4.
В различных вариантах осуществления стадии d) удаление части тяжелых углеводородов, в частности, углеводородов C12+ или даже C15+, если таковые имеются, позволяет ограничить содержание углеводородов C12+ в потоке пара, богатого углеводородами C4–C10, полученного на стадии d), и использовать его для осуществления регенерации на стадии e). Предпочтительно, поток пара, богатого углеводородами C4–C10, полученный на стадии d), содержит менее 0,5 моль%, предпочтительно менее 0,05 моль%, даже менее 0,02 моль% C12+. В частности, удаление углеводородов C12+ или C15+, если таковые имеются, осуществляется по линии 8.In various embodiments of step d), removing a portion of the heavy hydrocarbons, in particular C12+ or even C15+ hydrocarbons, if present, allows the C12+ hydrocarbon content of the C4-C10 hydrocarbon-rich steam stream produced in step d to be limited and used for implementation of regeneration at stage e). Preferably, the C4-C10 hydrocarbon rich steam stream produced in step d) contains less than 0.5 mol%, preferably less than 0.05 mol%, even less than 0.02 mol% C12+. In particular, the removal of C12+ or C15+ hydrocarbons, if any, is carried out through line 8.
Стадия e): Регенерация влагопоглотителя, наполненного водой, полученного на стадии c), путем осуществления по меньшей мере одного этапа отпарки влагопоглотителя, наполненного водой, приводя его в контакт с потоком пара, богатого углеводородами C4–C10, полученным на стадии d), чтобы получить регенерированный жидкий влагопоглотитель и фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, Step e) : Regeneration of the water-filled desiccant obtained in step c) by performing at least one step of stripping the water-filled desiccant by bringing it into contact with a stream of steam rich in C4-C10 hydrocarbons obtained in step d) so that obtain a regenerated liquid desiccant and a fraction rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water,
Согласно фигуре 1, в установке 60 регенерации проводится регенерация влагопоглотителя, реализуемая через этап отпарки и обычно также через этап термической регенерации до этапа отпарки. Например, проводят стадию термической регенерации наполненного водой влагопоглотителя, поступающего по линии 22, чтобы получить частично регенерированный влагопоглотитель. Затем регенерацию продолжают, выполняя этап отпарки частично регенерированного осушителя. Этап термической регенерации может проводиться в дистилляционной колонне, которая может быть оборудована ребойлером в нижней части колонны для испарения и удаления части воды, содержащейся в жидком осушителе, в форме пара. Затем жидкий поток частично регенерированного влагопоглотителя из дистилляционной колонны приводится в контакт с потоком пара, богатого углеводородами C4–C10, называемого также отпарным агентом, поступающим по линии 6. Регенерированный жидкий влагопоглотитель, полученный после стадии отпарки, то есть обедненный водой по сравнению с жидкостью, поступающей по линии 22, возвращается по линии 61 в установку дегидратации 20. Поток пара, богатого углеводородами C4–C10 и наполненный водой, отводится из установки регенерации 60 по линии 162.According to figure 1, in the regeneration unit 60 the desiccant is regenerated, carried out through a stripping step and usually also through a thermal regeneration step before the stripping step. For example, a thermal regeneration step is performed on the water-filled desiccant supplied through line 22 to obtain a partially regenerated desiccant. The regeneration is then continued by performing the stripping step of the partially regenerated desiccant. The thermal regeneration step may be carried out in a distillation column, which may be equipped with a reboiler at the bottom of the column to evaporate and remove some of the water contained in the liquid desiccant in the form of steam. The liquid stream of partially regenerated desiccant from the distillation column is then brought into contact with a stream of steam rich in C4-C10 hydrocarbons, also called stripper, coming through line 6. The regenerated liquid desiccant obtained after the stripping step, that is, depleted in water relative to the liquid, entering through line 22 is returned through line 61 to the dehydration unit 20. A steam stream rich in C4–C10 hydrocarbons and filled with water is removed from the regeneration unit 60 through line 162.
В установке регенерации контактирование жидкого влагопоглотителя и отпарного агента может быть реализовано в колонне, обычно называемой отпарной колонной, в которой жидкий влагопоглотитель движется в противотоке потоку пара, богатого углеводородами C4–C10. Отпарная колонна может содержать внутренние устройства, например, неупорядоченную или структурированную насадку, или дистилляционные тарелки для облегчения контакта между жидким влагопоглотителем и потоком пара. Во время контактирования вода, содержащаяся в жидком влагопоглотителе, экстрагируется отпарным агентом.In a regeneration unit, the contact of liquid desiccant and stripping agent can be achieved in a column, commonly called a stripper, in which the liquid desiccant flows countercurrent to the flow of steam rich in C4-C10 hydrocarbons. The stripper may contain internal devices, such as random or structured packing, or distillation trays to facilitate contact between the liquid desiccant and the vapor stream. During contact, the water contained in the liquid desiccant is extracted by the stripping agent.
Отпарной агент, наполненный водой, отводится из установки 60 по линии 162 и вводится в установку 50, которая позволяет получить по меньшей мере фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, в жидкой форме, эта фракция отводится по линии 52. Факультативно, установка разделения 50 позволяет также получить поток с высоким содержанием воды, часть которого возвращается по линии 54 в установку регенерации, а остаток выводится по линии 53 из процесса по изобретению. Поток 54 можно ввести в установку 60 в виде потока флегмы в колонну термической регенерации для регулирования ее работы и ограничения потерь влагопоглотителя. Несобранная газообразная фракция отпарного агента отводится из установки 50 по линии 151 для удаления из процесса согласно изобретению. The water-filled stripping agent is withdrawn from unit 60 via line 162 and introduced into unit 50, which produces at least a fraction rich in C4-C10 hydrocarbons containing water in liquid form, which fraction is withdrawn via line 52. Optionally, the unit separation 50 also produces a stream with a high water content, a portion of which is returned via line 54 to the recovery unit and the remainder is removed via line 53 from the process of the invention. Stream 54 may be introduced into unit 60 as a reflux stream into the thermal recovery column to regulate its operation and limit desiccant losses. The uncollected gaseous stripper fraction is removed from unit 50 via line 151 for removal from the process according to the invention.
На установке 50 разделения может проводиться этап охлаждения, чтобы частично или даже полностью сконденсировать отпарной агент, поступающий по линии 162. Затем по меньшей мере частично конденсированный поток вводится в сепараторную емкость, например, емкость для трехфазного разделения, что позволяет разделить газовую фазу, жидкую водную фазу и жидкую углеводородную фазу.The separation unit 50 may undergo a cooling step to partially or even completely condense the stripping agent supplied through line 162. The at least partially condensed stream is then introduced into a separator vessel, such as a three-phase separation vessel, allowing separation of the gas phase, liquid water phase and liquid hydrocarbon phase.
Стадия f): реализуется либо в варианте 1, либо в варианте 2, которые описаны ниже. Stage f) : implemented in either option 1 or option 2, which are described below.
Вариант 1: фракция, богатая углеводородами C4–C10 и содержащая воду, выводится из способа согласно изобретению, например, в любую установку, которая может принимать влажные конденсированные углеводороды. В этом случае фракция, богатая углеводородами C4–C10 и содержащая воду, не направляется на одну из стадий a)–e) способа согласно изобретению.Option 1: the fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water is removed from the process according to the invention, for example, to any installation that can receive wet condensed hydrocarbons. In this case, the fraction rich in C4-C10 hydrocarbons and containing water is not sent to one of the stages a)-e) of the method according to the invention.
Вариант 2: указанную фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, возвращают на стадию b).Option 2: the specified fraction, rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water, is returned to stage b).
Фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, направляют по линии 52 в установку трехфазного разделения 10. До установки 10 эту фракцию можно смешать с неочищенным углеводородным газом, поступающий по линии 11. Фракцию, богатую углеводородами C4–C10 и содержащую воду, можно также ввести в установку 10, например, в емкость для трехфазного разделения.The fraction rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water is sent through line 52 to the three-phase separation unit 10. Before unit 10, this fraction can be mixed with crude hydrocarbon gas supplied through line 11. The fraction rich in C4–C10 hydrocarbons and containing water can be also be introduced into installation 10, for example, into a container for three-phase separation.
Таким образом, в этом варианте осуществления по меньшей мере часть углеводородов C4–C10 возвращают, чтобы снова подвергнуть стадиям b), c) и d) способа согласно изобретению и, следовательно, избавить от воды. Кроме того, эта последовательность стадий позволяет уловить тяжелые углеводороды C15+, а затем отделить их на стадии d).Thus, in this embodiment, at least a portion of the C4-C10 hydrocarbons are recovered to be subjected again to steps b), c) and d) of the process according to the invention and therefore freed from water. In addition, this sequence of steps allows the heavy C15+ hydrocarbons to be captured and then separated in step d).
В одном частном варианте осуществления изобретения отпарной агент, наполненный водой, то есть поток пара, богатого углеводородами C4–C10 и наполненный водой, можно напрямую направить в установку 10 по линии 162 без проведения через установку 50.In one particular embodiment of the invention, a water-laden stripper, that is, a stream of steam rich in C4-C10 hydrocarbons and laden with water, can be directly sent to unit 10 via line 162 without passing through unit 50.
ПримерыExamples
Пример осуществления способа согласно изобретению описан с обращением к фигуре 1.An example of the method according to the invention is described with reference to Figure 1.
Рассматривается неочищенный природный газ при насыщении, дающий 340 т/ч газа, состав которого указан в таблице 1 (линия 12).We consider raw natural gas at saturation, yielding 340 t/h of gas, the composition of which is indicated in Table 1 (line 12).
Этот газ получен при избыточном давлении 75 бар и температуре 35°C. Газ насыщен водой при содержании 0,1 моль%, что обеспечивает расход воды 330 кг/ч.This gas is obtained at an excess pressure of 75 bar and a temperature of 35°C. The gas is saturated with water at a content of 0.1 mol%, which provides a water flow rate of 330 kg/h.
После прохождения неочищенного природного газа через установку сушки 20 получают сухой газ, содержание воды в котором ниже 1 молярной ppm, то есть расход ниже 0,3 кг/ч, а состав указан в таблице 1 (линия 21).After the raw natural gas passes through the drying unit 20, dry gas is obtained, the water content of which is below 1 molar ppm, that is, the flow rate is below 0.3 kg/h, and the composition is indicated in Table 1 (line 21).
Жидкий влагопоглотитель представляет собой триэтиленгликоль (ТЭГ) с бинарной чистотой вода–ТЭГ 99,99 вес.% по ТЭГ и 0,01 вес.% по воде.The liquid desiccant is triethylene glycol (TEG) with a water–TEG binary purity of 99.99 wt% TEG and 0.01 wt% water.
Колонна для контактирования жидкого влагопоглотителя с влажным газом в установке 20 функционирует в условиях, близким к входным условиям обрабатываемого газа.The column for contacting the liquid desiccant with the wet gas in the installation 20 operates under conditions similar to the inlet conditions of the gas being processed.
Установка 30 осуществляет разделение путем охлаждения дегидратированного газа, поступающего по линии 21, до температуры примерно –53°C при давлении 4 МПа. Установка 30 позволяет извлечь поток, богатый C4+ и дегидратированный, состав которого приведен в таблице 1 (линия 32), а также очищенный газ, отводимый по линии 31, состав которого указан в таблице 1 (линия 31).Unit 30 performs the separation by cooling the dehydrated gas supplied through line 21 to a temperature of approximately -53°C at a pressure of 4 MPa. Installation 30 allows you to extract a stream rich in C4+ and dehydrated, the composition of which is shown in table 1 (line 32), as well as purified gas discharged through line 31, the composition of which is shown in table 1 (line 31).
Для регенерации жидкого влагопоглотителя на установке 60 используется всего около 20 вес.% от полного потока 32, обогащенного C4+. После прохождения через установку 40, а затем установку 70 получают отпарной агент, циркулирующий в линии 06, имеющий состав, указанный в таблице 1 (линия 06).To regenerate the liquid desiccant in unit 60, only about 20 wt.% of the total C4+-rich stream 32 is used. After passing through installation 40 and then installation 70, a stripping agent is obtained circulating in line 06, having the composition indicated in table 1 (line 06).
Установка 70 реализует испарение при температуре 115°C. Из установки 70 по линии 08 извлекается поток, обогащенный C15+, имеющий состав, указанный в таблице 1 (линия 08).Installation 70 realizes evaporation at a temperature of 115°C. From installation 70 via line 08, a stream enriched with C15+ is extracted, having the composition indicated in table 1 (line 08).
Отпарной агент, циркулирующий в линии 06, имеет содержание C11–C14 и C15+ меньше, чем поток 42. Разница соответствует потоку, отводимому по линии 08, содержание C11–C14 в котором составляет 1,8102 моль%, а содержание C15+ 1,0636 моль%. Мольный расход потока 08 составляет приблизительно 1% от мольного расхода отпарного агента, циркулирующего в линии 06. Только 12% C10, присутствующего в потоке 42, было извлечено в поток 08, тогда как из потока 42 было извлечено 52% C11–C14 и 89% C15+, чтобы получить отпарной агент, циркулирующий в линии 06.The stripping agent circulating in line 06 has a C11–C14 and C15+ content less than stream 42. The difference corresponds to the stream removed through line 08, the C11–C14 content of which is 1.8102 mol%, and the C15+ content is 1.0636 mol %. The molar flow rate of stream 08 is approximately 1% of the molar flow rate of the stripper circulating in line 06. Only 12% of the C10 present in stream 42 was recovered in stream 08, while 52% of C11–C14 and 89% were recovered from stream 42 C15+ to obtain the stripping agent circulating in line 06.
Таким образом, исходя из дегидратированного газа, поступающего по линии 21, был получен отпарной агент, циркулирующий в линии 06. По сравнению с этим дегидратированным газом, он также дегидратирован, но состоит по существу из углеводородов C4–C10.Thus, from the dehydrated gas entering line 21, a stripper was obtained circulating in line 06. Compared to this dehydrated gas, it is also dehydrated, but consists essentially of C4-C10 hydrocarbons.
Таблица 1Table 1
Claims (25)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1871313A FR3087667B1 (en) | 2018-10-26 | 2018-10-26 | PROCESS FOR DEHYDRATION OF A HYDROCARBON GAS |
| FR1871313 | 2018-10-26 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019134054A RU2019134054A (en) | 2021-04-26 |
| RU2820185C2 true RU2820185C2 (en) | 2024-05-30 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5453114A (en) * | 1994-06-22 | 1995-09-26 | Ebeling; Harold O. | Method of dehydrating natural gas for reducing emissions of hydrocarbon impurities |
| EP0598657B1 (en) * | 1992-11-19 | 1996-06-12 | Institut Francais Du Petrole | Process for the regeneration of liquid desiccants |
| RU2119376C1 (en) * | 1995-12-08 | 1998-09-27 | Пермеа, Инк. | Gas dehydration process |
| EP1372824B1 (en) * | 2001-04-04 | 2004-08-11 | Bp Exploration Operating Company Limited | Process for dehydrating gas |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0598657B1 (en) * | 1992-11-19 | 1996-06-12 | Institut Francais Du Petrole | Process for the regeneration of liquid desiccants |
| US5453114A (en) * | 1994-06-22 | 1995-09-26 | Ebeling; Harold O. | Method of dehydrating natural gas for reducing emissions of hydrocarbon impurities |
| RU2119376C1 (en) * | 1995-12-08 | 1998-09-27 | Пермеа, Инк. | Gas dehydration process |
| EP1372824B1 (en) * | 2001-04-04 | 2004-08-11 | Bp Exploration Operating Company Limited | Process for dehydrating gas |
| US7074258B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-07-11 | Bp Exploration Operating Company Limited | Process for dehydrating gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10808180B2 (en) | Integrated gas oil separation plant for crude oil and natural gas processing | |
| DK176585B1 (en) | Process for stripping a gas by cooling in the presence of methanol | |
| DK178720B1 (en) | Method and apparatus for circulating a glycol stream, and method of producing a natural gas product stream | |
| NO743735L (en) | ||
| EA014746B1 (en) | Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures | |
| RU2014343C1 (en) | Method and apparatus for selection of liquid hydrocarbons | |
| NO314901B1 (en) | Process for dehydration, as well as removal of acid and gasoline from a natural gas, using a solvent mixture | |
| CN111097263B (en) | Method for dehydrating hydrocarbon-based gas | |
| JPS63104633A (en) | Synthetic treatment aiming removal of water in methane-containing wet gas | |
| JP2023004972A (en) | Extractive distillation column system and the use thereof in the separation of butenes from c4-hydrocarbon streams | |
| US5766423A (en) | Dehydration of gases with liquid desiccants | |
| US9511323B2 (en) | Dehydration of gases with liquid desiccant | |
| CA2590468C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| US5645692A (en) | Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof | |
| RU2820185C2 (en) | Hydrocarbon gas dehydration method | |
| US5868004A (en) | Process for dehydrating and degassing a gas, comprising a preliminary cooling step | |
| JPS6329917B2 (en) | ||
| US2168683A (en) | Absorption process | |
| CA3073464C (en) | Recovery of solvents from mixed production fluids and system for doing same | |
| RU2155092C1 (en) | Method of gas dehydration | |
| US20240067590A1 (en) | Reflux arrangement for distillation columns | |
| KR850001273B1 (en) | Lubricating Oil Solvent Purification | |
| RU2645105C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas and plant for its implementation | |
| JP2009095710A (en) | Dehydration/refining method of water-containing solvent and purifying method of water phase liquid | |
| US2894372A (en) | Method of and means for removing condensable vapors contained in mixtures |