[go: up one dir, main page]

EA008393B1 - Установка сжиженного природного газа низкого давления - Google Patents

Установка сжиженного природного газа низкого давления Download PDF

Info

Publication number
EA008393B1
EA008393B1 EA200500360A EA200500360A EA008393B1 EA 008393 B1 EA008393 B1 EA 008393B1 EA 200500360 A EA200500360 A EA 200500360A EA 200500360 A EA200500360 A EA 200500360A EA 008393 B1 EA008393 B1 EA 008393B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pressure
absorber
demethanizer
cooled
feed gas
Prior art date
Application number
EA200500360A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500360A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Original Assignee
Флуор 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 Корпорейшн filed Critical Флуор Корпорейшн
Publication of EA200500360A1 publication Critical patent/EA200500360A1/ru
Publication of EA008393B1 publication Critical patent/EA008393B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/30—Processes or apparatus using separation by rectification using a side column in a single pressure column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/10—Mathematical formulae, modeling, plot or curves; Design methods
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
    • 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
    • F25J2290/80—Retrofitting, revamping or debottlenecking of existing plant

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Sorption Type Refrigeration Machines (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Установка сжиженного природного газа, включающая сепаратор (103), в который подается охлажденный подаваемый газ низкого давления (4), в которой сепаратор (103) присоединен к абсорберу (108) и деметанизатору (110). Охлаждающая функция абсорбера (108) и деметанизатора (110) обеспечивается, по меньшей мере, частично посредством расширения жидкой части охлажденного подаваемого газа низкого давления (4) и расширения жидкой части нижнего продукта абсорбера (19), при этом регенерация этана составляет по меньшей мере 85 мол.% и регенерация пропана составляет по меньшей мере 99 мол.%. Рассмотренные конструкции особенно применимы в качестве усовершенствований к существующим установкам с подаваемым газом низкого давления, в которых желательна высокая регенерация этана.

Description

Областью данного изобретения являются установки сжиженного природного газа, и в особенности установки сжиженного природного газа с высокой регенерацией этана.
Предшествующий уровень техники
Регенерация этана становится все больше и больше экономически привлекательна, поэтому были разработаны различные конструкции для улучшения регенерации этана из сжиженного природного газа (ЫОЬ). Обычно многочисленные процессы относятся или к охлаждению подаваемых газов через турборасширение, или к абсорбционному переохлаждению для увеличения регенерации этана и/или пропана.
Например, типичная конструкция, в которой используется охлаждение турборасширением при помощи внешнего охлаждения пропана и этана, показана на фиг. 1 предшествующего уровня техники. Здесь подаваемый газовый поток 1 разделяется на два потока (2 и 3) для охлаждения. Поток 3 охлаждается системой 111 боковых ребойлеров деметанизатора и переходит в поток 24, в то время как поток 2 охлаждается холодным остаточным газом из сепаратора 106 и деметанизатора 110 (через потоки 13, 18, 38). Два потока 2 и 3, как правило, охлаждаются до уровня -102°Р, и примерно 15% объема подаваемого газа конденсируется. Объем жидкого конденсата составляет около 3800 ОРМ (галлонов в минуту) (при типичном расходе подаваемого газа в 2 ΒδΟΡΌ, подаваемого при 600 ρδίβ (фунт на кв.дюйм) и 68°Р с типичным составом 1% Ν2, 0,9% СО2, 92,35% Οι, 4,25% С2, 0,95% С3, 0,20% 1С4, 0,25% пС4 и 0,1% С5+), который подается в верхний отдел деметанизатора 110 по линиям 8 и 9 и клапану Джоуля-Томпсона (ТТ) 104. Поток пара 7 расширяется в детандере 105, и полученная двухфазная смесь по линии 12 разделяется в сепараторе 106. Более 80% подаваемого газа испаряются в виде потока 13 в сепараторе 106. Отделенная жидкость 14 откачивается насосом 107 по линии 15 в деметанизатор, работающий, как правило, при давлении в 400 фунтов на кв.дюйм. Деметанизатор производит остаточный газ 18, который частично вырабатывается из этана, и продукт газоконденсата 23, включающий компоненты, содержащие этан. Боковые ребойлеры применяются для отделения компонента метана из газоконденсата (по линиям 25-30), в то же время обеспечивая источник охлаждения для подаваемого газа 3. Верхний поток пара деметанизатора 18 обычно при температуре -129°Ρ объединяется с испаряемым газовым потоком 13 из сепаратора 106 и подается в теплообменник 101 для охлаждения подаваемого газа (дополнительное охлаждение обеспечивается через внешние хладагенты этана и пропана по линиям 44 и 45).
Однако такой процесс обычно ограничивается 60% регенерацией этана и 94% регенерацией пропана. Дальнейшее уменьшение давления в деметанизаторе обеспечивает незначительные улучшения в регенерациях, которые, как правило, не оправданы из-за более высокой стоимости остаточного сжатия. Более того, при таких условиях деметанизатор будет работать при температуре, близкой к температуре замораживания СО2.
В другой известной конструкции для регенерации этана осуществляется процесс переохлаждения газа, как показано на фиг. 2 предшествующего уровня техники, для осуществления которого обычно используются две колонны, абсорбер и деметанизатор и ректификационный теплообменник для улучшения регенерации газоконденсата. В традиционной конструкции подаваемый газ охлаждается в подающем теплообменнике 101 до -85°Ρ, охлаждение поддерживается остаточным газом 38, потоками бокового ребойлера 25 и 27, замораживанием пропана 44 и замораживанием этана 45. Около 5% подаваемого газа отделяются в сепараторе 103, производящем жидкость с 1100 ОРМ (галлон в минуту) (с параметрами подаваемого газа, одинаковыми или значительно схожими с вышеописанными), давление которой в дальнейшем снижается и которая подается в нижний отдел абсорбера 108. Поток пара 7 из сепаратора разделяется на два потока, которые отдельно подаются в ректификационный теплообменник 109 и детандер. Около 66% общего потока расширяются в детандере 105 и подаются в среднюю секцию абсорбера 108, и остальные 34% охлаждаются в ректификационном теплообменнике 109 до -117°Ρ верхним паром абсорбера. Жидкость, выходящая из теплообменника 109, подвергается понижению давления до 390 фунтов на кв.дюйм, и в то же время охлаждается до -137°Ρ, и направляется к верху абсорбера в качестве орошения. Абсорбер вырабатывает остаточный газ с температурой -138°Ρ и нижний промежуточный продукт с температурой -118°Ρ, который накачивается насосом 112 и подается наверх деметанизатора 110. Деметанизатор вырабатывает верхний газ 22, который проходит на дно абсорбера, и поток сжиженного природного газа 23, включающий компоненты, содержащие этан. Боковые ребойлеры применяются для отделения компонента метана из сжиженного природного газа, в то же время обеспечивая источник охлаждения для подаваемого газа. Верхний паровой поток абсорбера 18 обычно при температуре -138°Ρ используется для подачи охлаждения к ректификационному теплообменнику 108 и подающему теплообменнику 101.
Однако такие конструкции часто ограничиваются 72% регенерацией этана и 94% регенерацией пропана. Так же, как и в предшествующей известной конструкции на фиг. 1 предшествующего уровня техники, дальнейшее уменьшение давления деметанизатора обеспечивает незначительные улучшения в регенерациях, что, как правило, неоправданно из-за более высоких требований к остаточному сжатию.
Таким образом, несмотря на то, что в данной области техники известны различные конструкции и способы для относительно высокой регенерации этана из газоконденсата, все или практически все из них имеют один или несколько недостатков. Таким образом, до сих пор существует необходимость в улуч
- 1 008393 шенных конструкциях и способах высокой регенерации этана, в особенности, когда подаваемый газ имеет относительно низкое давление.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к установке сжиженного природного газа, в которой охлаждающее действие абсорбера и деметанизатора, по меньшей мере, частично обеспечивается расширением жидкостного участка охлажденного подаваемого газа низкого давления и дальнейшим расширением доли паровой части охлажденного подаваемого газа низкого давления при помощи турборасширения.
В одном из вариантов осуществления данного изобретения установка сжиженного природного газа включает сепаратор, который принимает охлажденный подаваемый газ низкого давления и находится в жидкостном соединении с абсорбером и деметанизатором, где охлаждающая функция абсорбера и деметанизатора, по меньшей мере, частично осуществляется путем расширения жидкостной части охлажденного подаваемого газа низкого давления, дальнейшего турборасширения паровой части охлажденного подаваемого газа низкого давления, охлаждения этана и пропана и регенерационного теплообмена с остаточным газом и боковыми колоннами ребойлеров.
Следует отметить, что охлажденный подаваемый газ низкого давления в таких рассматриваемых установках охлаждается холодильником, в котором в качестве хладагента используется расширенная жидкая часть охлажденного подаваемого газа низкого давления. Более того, предпочтительно, чтобы в абсорбере образовывался нижний продукт абсорбера, который откачивается и подается в деметанизатор в качестве холодного обедненного орошения. В других вариантах такой конструкции сепаратор отделяет часть пара из охлажденного подаваемого газа низкого давления, и первая доля паровой части дальше охлаждается и поступает в абсорбер, в то время как вторая доля паровой части расширяется и охлаждается в турбодетандере.
В другом варианте осуществления данного изобретения установка сжиженного природного газа может включать сепаратор, который разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкостную часть и паровую часть, где давление жидкой части понижается в первом устройстве понижения давления, таким образом обеспечивая охлаждение в первом холодильнике, который охлаждает подаваемый газ низкого давления для образования охлажденного подаваемого газа низкого давления, где по меньшей мере доля паровой части охлаждается во втором холодильнике и давление ее понижается во втором устройстве понижения давления перед поступлением в абсорбер в качестве обедненного орошения абсорбера, причем абсорбер производит верхний продукт абсорбера, который обеспечивает охлаждение во втором холодильнике, а также абсорбер производит нижний продукт абсорбера, который подается в деметанизатор в качестве обедненного орошения деметанизатора.
Специально подаваемый газ низкого давления имеет давление от примерно 400 до примерно 700 фунтов на кв.дюйм, и часть газа, подаваемого под низким давлением, может охлаждаться во множестве боковых ребойлеров, которые термально соединены с деметанизатором. В предпочтительных вариантах первое устройство понижения давления может содержать гидравлическую турбину и второе устройство понижения давления может содержать клапан Джоуля-Томпсона.
В других вариантах осуществления предполагается, что жидкая часть, давление которой понижается, подается в деметанизатор, и/или доля паровой части расширяется в турбодетандере и подается во второй сепаратор, который вырабатывает жидкость, которая применяется в качестве обедненного орошения деметанизатора, и пар, который подается в абсорбер.
Еще в одном варианте осуществления данного изобретения установка сжиженного природного газа может включать первичный и вторичный холодильники, которые охлаждают подаваемый газ низкого давления, и сепаратор, который разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкую часть и паровую часть. В таких конструкциях первое устройство понижения давления понижает давление жидкой части, таким образом обеспечивая охлаждение для вторичного холодильника, третий холодильник охлаждает по меньшей мере долю паровой части, где охлажденная паровая часть расширяется в устройстве понижения давления, и абсорбер получает охлажденную и расширенную паровую часть и вырабатывает верхний продукт, который обеспечивает охлаждение третьего холодильника, и нижний продукт, который применяется в качестве орошения в деметанизаторе.
Следует отметить, что регенерация этана в рассмотренных конструкциях составляет по меньшей мере 85 мол.% и регенерация пропана составляет по меньшей мере 99 мол.%, первый и второй холодильники и абсорбер могут быть установлены в качестве усовершенствований на существующие установки.
Различные задачи, признаки, варианты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения совместно с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковые номера обозначают одинаковые элементы.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображена схема известной установки сжиженного природного газа предшествующего уровня техники, в которой используется охлаждение этана и пропана и турбодетандер.
На фиг. 2 изображена схема известной установки сжиженного природного газа предшествующего уровня техники, в которой используется процесс переохлаждения, включающий абсорбер и деметанизатор.
На фиг. 3 изображена схема установки сжиженного природного газа в соответствии с настоящим
- 2 008393 изобретением.
На фиг. 4 изображен составной график температур для подающих теплообменников 101 и 102 на фиг. 3.
На фиг. 5 изображен составной график температур для боковых ребойлеров 111 на фиг. 3.
Подробное описание
Известные в настоящее время конструкции регенерации установки сжиженного природного газа, как правило, требуют относительно высокого давления подаваемого газа или высокой степени сжатия подаваемого газа, при этом давление подаваемого газа относительно мало (особенно, когда требуется высокая регенерация этана и пропана) для выработки достаточного охлаждения, которое, по меньшей мере, частично обеспечивается турбодетандером.
С другой точки зрения, когда известные установки сжиженного природного газа работают при относительно низком давлении подаваемого газа без предварительного сжатия, охлаждение, производимое турбодетандером, ограничено из-за низкой степени расширения в детандере. Когда охлаждение в турбодетандере является недостаточным, может быть применено дополнительное охлаждение при помощи внешнего охлаждения пропана и/или этана. Однако, даже если применяется охлаждение этана, температура охлаждения обычно ограничивается -85°Ρ, что ограничивает степень регенерации этана. Следовательно, при типичной работе известных установок сжиженного природного газа при низком подаваемом давлении регенерация этана часто лежит в пределах от примерно 60 до примерно 72 мол.%.
Было обнаружено, что высокая регенерация этана и пропана может быть достигнута при низком давлении подаваемого газа в установках, в которых охлаждение вырабатывается внутри посредством расширения жидкостей, при использовании одной или более гидравлических турбин и дополнительных теплообменников. Термин «подаваемый газ низкого давления», употребляемый здесь, означает давление, меньшее или равное примерно 1100 фунтам на кв.дюйм, и более типично между примерно 400 и 700 фунтами на кв.дюйм и даже меньше. Термин «примерно», также употребляемый здесь, при употреблении с численными значениями обозначает абсолютное отклонение, меньшее или равное 10% от численной величины, если не оговорено противное. Таким образом, например, термин «примерно 10 мол.%» включает интервал от 9 мол.% (включительно) до 11 мол.% (включительно).
Также используемые здесь, по отношению к деметанизатору и абсорберу, термины «верхний» и «нижний» должны быть восприняты по отношению друг к другу. Например, отвод или прибавление потока из «верхней» части деметанизатора или абсорбера означает, что отвод или прибавление имеет место в наиболее высоком положении (относительно земли, когда деметанизатор или абсорбер работает), чем поток, отведенный из его «нижней» части. С другой точки зрения, термин «верхний» может означать верхнюю половину деметанизатора или абсорбера, в то время как термин «нижний» может означать нижнюю половину деметанизатора или абсорбера. Подобным образом, там, где применяется термин «средний», следует понимать, что «средняя» часть деметанизатора или абсорбера является промежуточной между «верхней» частью и «нижней» частью. Однако применение терминов «верхний», «средний» и «нижний» в отношении деметанизатора или абсорбера не должно восприниматься как четкое деление колонны на три части посредством этих терминов.
В предпочтительных конструкциях теплообменник обеспечивает часть охлаждения подаваемого газа и конденсирует большинство компонентов этана перед турборасширением. В результате, отделенный пар, используемый для ректификационного конденсатора, в деметанизаторе является бедным газом, содержащим более 95% метана. Таким образом, применяя бедное орошение наверху деметанизатора, высокая регенерация этана может быть осуществлена даже при низком подаваемом давлении.
В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения и как показано на фиг. 3, поток подаваемого газа 1 (при расходе в 2 ΒδΟΡΌ, подаваемом при примерно 600 фунтах на кв.дюйм и 68°Ρ; обычный ссстав 1% Ν2, 0,9% СО2, 92,35% Сь 4,25% С2, 0,95% С3, 0,20% 1С4, 0,25% пС4 и 0,1% С5+) охлаждается в холодильнике подаваемого газа 112 (потоком 35), переходит в поток 41 при 54°Ρ, охлаждение поддерживается ребойлерной способностью в деметанизаторе 110. Поток 41 разделяется на два потока 2 и 3 для дальнейшего охлаждения. Около 14% переходят в поток 3, который охлаждается боковой ребойлерной системой 111 деметанизатора до -102°Ρ. Оставшаяся часть, составляющая поток 2, охлаждается в холодильнике 101 до потока 6 при -75°Ρ при помощи потока 38 (выходящего из ректификационного теплообменника 109), охлаждения пропана 44 и охлаждения этана 45. Для достижения особенно эффективной низкой подаваемой температуры охлаждения требуется близко расположенная ребойлерная система 111 (как правило, включающая пять боковых ребойлеров с потоками 25-34).
Вторичный теплообменник 102 дополнительно охлаждает поток 6 до потока 4 с температурой -108°Ρ, при этом охлаждение обеспечивается потоком 9, после расширения в гидравлической турбине 104. Поток 4 объединяется с потоком 24 из боковых ребойлеров боковой ребойлерной системы 111, образуя поток 5 с температурой -108°Ρ. В этой точке около 25% объема подаваемого газа конденсируются и примерно 25% метано- и 85% этаносодержащих компонентов конденсируются в жидкой фазе. Сепаратор 103 отделяет жидкий конденсат от пара. Объем жидкого конденсата (поток 8) составляет примерно 6600 ОРМ (галлонов в минуту), давление которого понижается в гидравлической турбине 104, вырабатывающей мощность на валу в течение охлаждения конденсата от -108 до -133°Ρ. Холодный расширенный жидкий
- 3 008393 поток 9 применяется для охлаждения подаваемого газа во вторичном теплообменнике 102. Нагретая жидкость из теплообменника 102 (поток 10) направляется к верхней части деметанизатора для поглощения компонентов метана.
Отделенный поток пара 7, бедный газ, содержащий около 96% метана, делится на два потока. Около 60% общего потока (поток 11) расширяются в детандере 105 до 345 фунтов на кв.дюйм, и образовавшаяся двухфазная смесь по линии 12 разделяется в сепараторе 106. Жидкий поток 14 из сепаратора 106 откачивается наверх деметанизатора 110 по потоку 15, в то время как поток пара 13 из сепаратора 106 объединяется с верхним потоком деметанизатора 22, образуя поток 17, поступает на дно абсорбера 108. Оставшиеся 40% общего потока (поток 10) охлаждаются в ректификационном теплообменнике 109 до -122°Р верхним паром абсорбера. Выходящий из теплообменника 109 жидкий поток 36 подвергается понижению давления через клапан Джоуля-Томпсона 115 до 340 фунтов на кв.дюйм при охлаждении до -140°Р и направляется к верху абсорбера в качестве оросителя 37. Абсорбер вырабатывает остаточный газовый поток 18 при температуре -150°Р и нижний промежуточный поток продукта 19 при температуре -145°Р, который откачивается насосом 112 и подается наверх деметанизатора 110 по линиям 20 и 21. Деметанизатор вырабатывает верхний газ 22, который направляется на дно абсорбера, и поток газового конденсата 23, включающий этаносодержащие компоненты. Боковые ребойлеры применяются для поглощения компонента метана из газового конденсата, в то же время обеспечивая источник охлаждения подаваемого газа. Верхний паровой поток абсорбера 18 обычно при температуре -150°Р используется для подачи охлаждения в ректификационный теплообменник 109 и подающий теплообменник 101 (через потоки 18, 28 и 39, до понижения давления в турбодетандере 105 и компрессоре остаточных газов 120, и покидает установку по линиям 40, 42 и 43).
Было подсчитано, что такие конструкции (данные не показаны) улучшают регенерацию этана с 72 до 94% и регенерацию пропана с 94 до 99% по сравнению с традиционным процессом переохлаждения газа. Для того, чтобы не ограничиваться какими-либо отдельными теориями или гипотезами, предусматривается, что по меньшей мере часть больших улучшений в регенерациях этана и пропана может быть отнесена на счет глубокого охлаждения во вторичном теплообменнике 102, который отделяет большинство компонентов этана и вырабатывает очень бедный газ (т.е, содержащий по меньшей мере 95 мол.% метана) для орошения в ректификационном теплообменнике. Дополнительный содействующий фактор может быть обеспечен высокоэффективной системой охлаждения, снабженной множеством боковых ребойлеров из деметанизатора, которые могут охлаждать подаваемый газ до очень низкой температуры.
Составная температурная кривая для подающего теплообменника (здесь теплообменников 101 и 102) показана на фиг. 4, и составная температурная кривая для боковых ребойлеров показана на фиг. 5. Как видно по этим кривым, в системе спроектированы хорошие температурные приближения, приводящие к высокоэффективному процессу.
Что касается подаваемого газа, следует понимать, что варианты осуществления в соответствии с настоящим изобретением не ограничиваются определенным составом подаваемого газа и давлением и что состав подаваемого газа и давление могут значительно изменяться. Однако, как правило, подходящими подаваемыми газами считаются газы, в частности, включающие газовый конденсат, и особенно те газы, давление которых между примерно 100 и 1100 фунтами на кв.дюйм, более предпочтительно с давлением между примерно 300 и 1000 фунтами на кв.дюйм и наиболее предпочтительно с давлением между примерно 400 и 700 фунтами на кв.дюйм. Более того, предпочтительно, чтобы подаваемый газ был, по меньшей мере, частично осушен при помощи молекулярного сита и/или осушки гликолем.
Охлаждение подаваемого газа предпочтительно достигается холодильной функцией, обеспечиваемой, по меньшей мере, частично ребойлером деметанизатора, и дальнейшее охлаждение обеспечивается ребойлерной системой для первой части подаваемого газа и холодильниками подаваемого газа для второй части подаваемого газа. В то время, как боковые ребойлеры обычно охлаждают примерно от 5 до 30% объема подаваемого газа и холодильники для подаваемого газа обычно охлаждают примерно от 70 до 95% объема подаваемого газа, предпочтительно, чтобы точные пропорции могли изменяться и обычно зависеть (среди прочих параметров) от состава подаваемого газа, давления подаваемого газа и температуры подаваемого газа после первой ступени охлаждения. Следует понимать, что первый холодильник для подаваемого газа (101) может получать внутренний или внешний хладагент этана и/или пропана и/или дополнительно получать охлаждение, вырабатываемое верхним продуктом абсорбера (остаточным газом).
Вторичный теплообменник будет обеспечивать охлаждение, полученное из понижения давления жидкостной части охлажденного подаваемого газа. Следовательно, очевидно, что охлаждающая функция будет, по меньшей мере, частично зависеть от перепада давления в первом устройстве понижения давления. Таким образом, предпочтительно, чтобы перепад давлений в первом устройстве понижения давления был по меньшей мере между примерно 150 и примерно 400 фунтами на кв.дюйм и более предпочтительно между примерно 200 и примерно 300 фунтами на кв.дюйм. В то время, как обычно предусматривается, что для понижения давления могут быть применены многочисленные устройства понижения давления, предпочтительно, чтобы устройство понижения давления включало гидравлическую турбину, которая может производить работу (например, вырабатывать электричество) для восстановления по
- 4 008393 меньшей мере части энергии расширения. Однако, где целесообразно, альтернативные устройства понижения давления могут быть также подходящими и включать клапаны Джоуля-Томпсона или другие расширительные сосуды.
Следовательно, в частности, в зависимости от перепада давления и устройства понижения давления, падение температуры жидкой части обычно находится между примерно -14 и примерно -40°Т и более обычно между примерно -19 и примерно -29°Р.
Особенно предпочтительно, чтобы в таких конструкциях примерно от 15 до 35% объема и более типично примерно 25% объема подаваемого газа конденсировались после вторичного холодильника для подаваемых газов, где жидкая фаза обычно включает около 25% метана и около 85% этана и более тяжелых компонентов. Таким образом, паровая часть охлажденного подаваемого газа будет содержать по меньшей мере 85%, более типично по меньшей мере 90% и наиболее типично по меньшей мере 96% метана, который может предпочтительно быть использован как холодное и бедное орошение для абсорбера. Типичный состав бедного орошения обычно включает не более примерно 13% этана и высших компонентов, более типично не более 8% этана и высших компонентов и наиболее типично не более 2% этана и высших компонентов.
В таких конструкциях обычно предпочтительно, чтобы первая часть (примерно от 30 до 50% и наиболее предпочтительно примерно 40%) паровой части из сепаратора охлаждалась в ректификационном теплообменнике и далее охлаждалась во втором устройстве понижения давления до подачи в абсорбер (ректификационный теплообменник будет производить охлаждение при помощи верхнего продукта абсорбера). Так же, как и у первого устройства понижения давления, описанного выше, природа второго устройства понижения давления может изменяться. Однако обычно предпочтительно, чтобы второе устройство понижения давления представляло собой клапан Джоуля-Томпсона или турбину. Также предполагается, что вторая доля паровой части, выходящей из сепаратора, расширяется в турбодетандере, в котором энергия расширения может быть выгодно использована для понижения давления остаточного газа. После расширения в турбодетандере частично сконденсированная паровая часть дальше разделяется в сепараторе и обедненная паровая фаза подается в абсорбер, в то время как жидкая фаза соединяется с нижним продуктом абсорбера и подается наверх деметанизатора.
Таким образом, очевидно, что в таких конструкциях деметанизатор может работать при относительно высоком давлении со значительно улучшенной регенерацией этана, и предполагается, что типичное давление в деметанизаторе составляет примерно от 250 до 450 фунтов на кв.дюйм, более типично от примерно 320 до примерно 400 фунтов на кв.дюйм. Более того, благодаря относительно высокому рабочему давлению деметанизатора потенциальные проблемы, связанные с замораживанием сухим льдом, могут быть уменьшены, если не полностью устранены. В особенно предпочтительных конструкциях близко расположенная боковая ребойлерная система деметанизатора будет включать по меньшей мере три боковых ребойлера в качестве высокоэффективной системы нагрева и охлаждения, которая способна охлаждать часть подаваемого газа до очень низкой температуры.
Следовательно, установка сжиженного природного газа может включать сепаратор, который разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкую часть и паровую часть, жидкая часть подвергается понижению давления в первом устройстве понижения давления, таким образом обеспечивая охлаждение в первом холодильнике, который охлаждает подаваемый газ низкого давления для образования охлажденного подаваемого газа низкого давления; при этом по меньшей мере доля паровой части охлаждается во вторичном холодильнике и подвергается понижению давления во втором устройстве понижения давления перед подачей в абсорбер в качестве бедного орошения абсорбера; и абсорбер производит верхний продукт абсорбера, который обеспечивает охлаждение во вторичном холодильнике, причем абсорбер вырабатывает нижний продукт абсорбера, который подается в деметанизатор в качестве бедного орошения деметанизатора.
В таких воплощениях особенно предпочтительно, чтобы подаваемый газ низкого давления имел давление от примерно 400 до примерно 700 фунтов на кв.дюйм и чтобы часть подаваемого газа низкого давления охлаждалась в множестве боковых ребойлеров, которые термально связаны с деметанизатором. Что касается первого устройства понижения давления, предполагается, что гидравлическая турбина понижает давление (и производит работу), и второе устройство понижения давления содержит клапан Джоуля-Томпсона для обеспечения эффективного охлаждения. Также очевидно, что в таких конструкциях жидкая часть, которая подвергается понижению давления, подается в деметанизатор и по меньшей мере доля паровой части расширяется в турбодетандере и подается во второй сепаратор, который вырабатывает жидкость, применяемую как бедное орошение деметанизатора, и пар, который подается в абсорбер.
С другой стороны, рассматриваемые установки сжиженного природного газа могут включать первичный и вторичный холодильники, которые охлаждают подаваемый газ низкого давления, и сепаратор, который разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкую часть и паровую часть. В таких конструкциях первое устройство понижения давления будет понижать давление жидкой части, таким образом обеспечивая охлаждение для вторичного холодильника, и третий холодильник охлаждает по меньшей мере долю паровой части, где охлажденная паровая часть расширяется в устройстве пони
- 5 008393 жения давления. Абсорбер принимает охлажденную и расширенную паровую часть и вырабатывает верхний продукт, который обеспечивает охлаждение в третьем холодильнике, и нижний продукт, который подается в деметанизатор в качестве бедного орошения. Как уже было сказано выше, такие конструкции особенно пригодны, когда подаваемый газ является газом низкого давления, обычно при давлении меньше чем примерно 1100 фунтов на кв.дюйм, более типично при давлении от примерно 400 до примерно 700 фунтов на кв.дюйм. Что касается устройств понижения давления, для множества боковых ребойлеров и для турбодетандера применимы такие же соображения, которые описаны выше. Более того, предпочтительно, чтобы первичный холодильник мог использовать внешний этан и/или внешний пропан в качестве дополнительных хладагентов, и подобно конфигурациям, описанным выше, верхний продукт абсорбера может быть хладагентом в теплообменнике, который охлаждает бедное орошение абсорбера.
С другой точки зрения, установка сжиженного природного газа может включать сепаратор, который принимает охлажденный подаваемый газ низкого давления и который соединен по жидкости с абсорбером и деметанизатором, где функция охлаждения абсорбером и деметанизатором обеспечивается, по меньшей мере, частично расширением жидкой части охлажденного подаваемого газа низкого давления и расширением паровой части при помощи устройств, отличных от турбодетандера (однако, турбодетандер также может быть включен). В таких конструкциях особенно предпочтительно, чтобы охлажденный подаваемый газ низкого давления охлаждался в холодильнике, в котором используется расширенная жидкая часть охлажденного подаваемого газа низкого давления в качестве хладагента. Более того, предпочтительно, чтобы абсорбер вырабатывал нижний продукт абсорбера, который подается в деметанизатор в качестве бедного орошения. Сепаратор в таких конструкциях отделяет паровую часть от охлажденного подаваемого газа низкого давления, где первая доля паровой части охлаждается и подается в абсорбер и/или где вторая доля паровой части расширяется и охлаждается в турбодетандере.
Следовательно, очевидно, что регенерация этана в рассматриваемых системах и конструкциях будет больше чем 85% при обработке подаваемого газа низкого давления и что такие системы и конфигурации в особенности подходят для переоборудования существующих установок для повышения производительности и регенерации газоконденсата. Особенно предпочтительно, чтобы улучшение в производительности и регенерации газоконденсата могло быть достигнуто без повторного вращения детандера после того, как часть подаваемого газа была проведена вокруг детандера к ректификационному теплообменнику, который применяется для производства жидкости для орошения деметанизатора. С этой стороны, большинство оборудования существующего устройства может быть повторно использовано без значительных изменений, и улучшение регенерации требует добавления некоторых деталей оборудования, и во многих случаях рост регенерации газоконденсата может покрыть стоимость установки меньше чем за 3 года.
Таким образом, были описаны специфические варианты осуществления и применения установок сжиженного природного газа низкого давления. Однако специалистам в данной области техники понятно, что намного больше модификаций, помимо уже описанных, возможны без нарушения сущности изобретения. Предмет изобретения, таким образом, не ограничивается ничем, кроме как рамками прилагаемой формулы изобретения. Более того, в переводе как описания, так и формулы изобретения все термины должны быть переведены возможно более широким образом, согласующимся с контекстом. В частности, термины «содержит» и «содержащий» должны быть переведены как указание на элементы, компоненты или этапы неисключительным образом, обозначая, что эти элементы, компоненты или этапы могут присутствовать, или использоваться, или соединяться с другими элементами, компонентами или этапами, которые определенно не обозначены.

Claims (15)

1. Установка сжиженного природного газа, содержащая сепаратор, первое и второе устройства понижения давления, первый и второй холодильники, абсорбер и деметанизатор, причем сепаратор разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкую часть и паровую часть, при этом жидкая часть подвергается понижению давления в первом устройстве понижения давления, таким образом обеспечивая охлаждение для первого холодильника, который охлаждает подаваемый холодный газ низкого давления для образования охлажденного подаваемого газа низкого давления, а, по меньшей мере, доля паровой части охлаждается во втором холодильнике и подвергается понижению давления во втором устройстве понижения давления перед подачей в абсорбер в качестве бедного орошения абсорбера, и абсорбер вырабатывает верхний продукт абсорбера, который обеспечивает охлаждение для второго холодильника, причем абсорбер вырабатывает нижний продукт абсорбера, который подается в деметанизатор в качестве бедного орошения.
2. Установка по п.1, в которой подаваемый газ низкого давления имеет давление от примерно 300 до 1000 фунтов на кв.дюйм.
3. Установка по п.1, в которой часть подаваемого газа низкого давления охлаждается в множестве боковых ребойлеров, которые термально соединены с деметанизатором.
4. Установка по п.1, в которой первое устройство понижения давления содержит гидравлическую
- 6 008393 турбину и второе устройство понижения давления содержит клапан Джоуля-Томпсона.
5. Установка по п.1, в которой жидкая часть, которая подвергается понижению давления, подается в деметанизатор.
6. Установка по π. 1, в которой доля паровой части расширяется в турбодетандере и подается во второй сепаратор, который вырабатывает жидкость, используемую в качестве бедного орошения деметанизатора, и пар, подаваемый в абсорбер.
7. Установка по п.1, в которой регенерация этана составляет по меньшей мере 85 мол.% и регенерация пропана составляет по меньшей мере 99 мол.%.
8. Установка по п.1, в которой первый и второй холодильники и абсорбер установлены для усовершенствования существующей установки.
9. Установка сжиженного природного газа, содержащая первый и второй холодильники, которые охлаждают подаваемый газ низкого давления, и сепаратор, который разделяет охлажденный подаваемый газ низкого давления на жидкую часть и паровую часть, первое устройство понижения давления, которое снижает давление жидкой части и обеспечивает охлаждение для второго холодильника, второе устройство понижения давления, третий холодильник, который охлаждает, по меньшей мере, долю паровой части, причем охлажденная паровая часть расширяется во втором устройстве понижения давления, деметанизатор и абсорбер, принимающий охлажденную и расширенную паровую часть и вырабатывающий верхний продукт, который обеспечивает охлаждение для третьего холодильника, и нижний продукт, который применяется как орошение в деметанизаторе.
10. Установка по и.9, в которой подаваемый газ низкого давления, по меньшей мере, частично осушается и имеет давление от примерно 300 до примерно 1000 фунтов на кв.дюйм.
11. Установка по и.9, в которой первое устройство понижения давления содержит гидравлическую турбину и второе устройство понижения давления содержит клапан Джоуля-Томпсона.
12. Установка по п.9, в которой часть подаваемого газа низкого давления охлаждается в множестве боковых ребойлеров, которые термально соединены с деметанизатором.
13. Установка по и. 9, в которой доля паровой части расширяется в турбодетандере и подается во второй сепаратор, который вырабатывает жидкость, используемую в качестве бедного орошения деметанизатора, и пар, подаваемый в абсорбер.
14. Установка по и.9, в которой в первом холодильнике используется по меньшей мере один из внешнего этана, внешнего пропана и верхнего продукта абсорбера в качестве хладагента.
15. Установка по и.9, в которой регенерация этана составляет по меньшей мере 85 мол.% и регенерация пропана составляет по меньшей мере 99 мол.%.
EA200500360A 2002-08-15 2002-08-15 Установка сжиженного природного газа низкого давления EA008393B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2002/026278 WO2004017002A1 (en) 2002-08-15 2002-08-15 Low pressure ngl plant configurations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500360A1 EA200500360A1 (ru) 2005-08-25
EA008393B1 true EA008393B1 (ru) 2007-04-27

Family

ID=31886112

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500360A EA008393B1 (ru) 2002-08-15 2002-08-15 Установка сжиженного природного газа низкого давления

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7713497B2 (ru)
EP (1) EP1554532B1 (ru)
CN (1) CN100498170C (ru)
AT (1) ATE410653T1 (ru)
AU (1) AU2002326688B2 (ru)
CA (1) CA2495261C (ru)
DE (1) DE60229306D1 (ru)
EA (1) EA008393B1 (ru)
MX (1) MXPA05001696A (ru)
NO (1) NO20050659L (ru)
WO (1) WO2004017002A1 (ru)

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7219513B1 (en) * 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
US20060260330A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Rosetta Martin J Air vaporizor
US20070056318A1 (en) * 2005-09-12 2007-03-15 Ransbarger Weldon L Enhanced heavies removal/LPG recovery process for LNG facilities
EA013423B1 (ru) * 2006-06-27 2010-04-30 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способ и система извлечения этана
CN101529188B (zh) * 2006-10-24 2012-06-13 国际壳牌研究有限公司 处理烃物流的方法和设备
EP2083932A4 (en) 2006-11-09 2012-08-29 Fluor Tech Corp CONDITIONS AND METHOD FOR GAS CONDENSATE SEPARATION FROM HIGH-PRESSURE CARBON MIXTURE MIXTURES
US20080256977A1 (en) * 2007-04-20 2008-10-23 Mowrey Earle R Hydrocarbon recovery and light product purity when processing gases with physical solvents
US8650906B2 (en) * 2007-04-25 2014-02-18 Black & Veatch Corporation System and method for recovering and liquefying boil-off gas
US9243842B2 (en) * 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US7967896B2 (en) * 2008-03-26 2011-06-28 Uop Llc Use of hydraulic turbocharger for recovering energy from high pressure solvents in gasification and natural gas applications
EP2457046A2 (en) * 2009-07-21 2012-05-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for treating a multi-phase hydrocarbon stream and an apparatus therefor
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
IT1400370B1 (it) * 2010-05-31 2013-05-31 Nuova Pignone S R L Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl
WO2012075266A2 (en) 2010-12-01 2012-06-07 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US9557103B2 (en) 2010-12-23 2017-01-31 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US20140075987A1 (en) 2012-09-20 2014-03-20 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for ngl recovery for high nitrogen content feed gases
WO2014151908A1 (en) 2013-03-14 2014-09-25 Fluor Technologies Corporation Flexible ngl recovery methods and configurations
US20140366577A1 (en) 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
CA2923267C (en) * 2013-09-11 2020-09-15 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
PE20160478A1 (es) 2013-09-11 2016-05-13 Sme Products Lp Procesamiento de hidrocarburos gaseosos
CA2923447C (en) 2013-09-11 2022-05-31 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon processing
FR3010778B1 (fr) * 2013-09-17 2019-05-24 Air Liquide Procede et appareil de production d'oxygene gazeux par distillation cryogenique de l'air
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
CA2935851C (en) 2014-01-02 2022-05-03 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for flexible propane recovery
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
JP5976951B2 (ja) 2014-04-07 2016-08-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 浮体式液化ガス製造設備
AU2014405606B2 (en) * 2014-09-02 2020-07-23 GE Oil & Gas, Inc. Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source
US10077938B2 (en) 2015-02-09 2018-09-18 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an NGL recovery process for low pressure rich feed gas
US10928128B2 (en) 2015-05-04 2021-02-23 GE Oil & Gas, Inc. Preparing hydrocarbon streams for storage
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
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
MX2019001888A (es) 2016-09-09 2019-06-03 Fluor Tech Corp Metodos y configuracion para readaptacion de planta liquidos de gas (ngl) para alta recuperacion de etano.
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
CA3075025A1 (en) * 2017-09-06 2019-03-14 Linde Engineering North America, Inc. Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
US12215922B2 (en) 2019-05-23 2025-02-04 Fluor Technologies Corporation Integrated heavy hydrocarbon and BTEX removal in LNG liquefaction for lean gases
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction
RU2732998C1 (ru) * 2020-01-20 2020-09-28 Андрей Владиславович Курочкин Установка низкотемпературного фракционирования для комплексной подготовки газа с выработкой сжиженного природного газа
CN111750613B (zh) * 2020-07-08 2024-06-18 西安长庆科技工程有限责任公司 具有多股流板翅式重沸器的脱甲烷塔中冷能利用的设备及方法
RU2758362C1 (ru) * 2021-03-10 2021-10-28 Андрей Владиславович Курочкин Установка комплексной подготовки газа с повышенным извлечением газового конденсата и выработкой сжиженного природного газа
CZ310346B6 (cs) * 2023-12-28 2025-03-19 Mirai Intex Sagl Zařízení pro zkapalňování metanu
CN118403469B (zh) * 2024-04-19 2025-02-18 江苏城乡建设职业学院 适用于高含二氧化碳富气的乙烷回收系统及其回收方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6244070B1 (en) * 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1021254A (en) * 1974-10-22 1977-11-22 Ortloff Corporation (The) Natural gas processing
US4617039A (en) * 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
US5275005A (en) * 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
US5568737A (en) * 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
WO1996040604A1 (en) * 1995-06-07 1996-12-19 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5566554A (en) * 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
US5890378A (en) 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6354105B1 (en) * 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components
GB0000327D0 (en) * 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
US6453698B2 (en) * 2000-04-13 2002-09-24 Ipsi Llc Flexible reflux process for high NGL recovery
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
BR0114387A (pt) * 2000-10-02 2004-02-17 Elcor Corp Processamento de hidrocarbonetos gasosos
ATE365897T1 (de) * 2002-05-08 2007-07-15 Fluor Corp Konfiguration und verfahren zur gewinnung von flüssigem erdgas unter verwendung eines unterkühlten rückflussverfahrens

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6244070B1 (en) * 1999-12-03 2001-06-12 Ipsi, L.L.C. Lean reflux process for high recovery of ethane and heavier components

Also Published As

Publication number Publication date
DE60229306D1 (de) 2008-11-20
CA2495261C (en) 2009-04-14
AU2002326688B2 (en) 2007-02-15
AU2002326688A1 (en) 2004-03-03
US20050255012A1 (en) 2005-11-17
ATE410653T1 (de) 2008-10-15
EP1554532A4 (en) 2006-03-15
WO2004017002A1 (en) 2004-02-26
US7713497B2 (en) 2010-05-11
NO20050659L (no) 2005-03-14
EP1554532A1 (en) 2005-07-20
EP1554532B1 (en) 2008-10-08
CA2495261A1 (en) 2004-02-26
CN1688855A (zh) 2005-10-26
MXPA05001696A (es) 2005-04-19
CN100498170C (zh) 2009-06-10
EA200500360A1 (ru) 2005-08-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA008393B1 (ru) Установка сжиженного природного газа низкого давления
RU2367860C1 (ru) Объединенные извлечение пгк и производство сжиженного природного газа
US5566554A (en) Hydrocarbon gas separation process
US7204100B2 (en) Natural gas liquefaction
CN100565061C (zh) 柔性液态天然气工艺和方法
US7357003B2 (en) Process and apparatus for separation of hydrocarbons
US10227273B2 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2702074C2 (ru) Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения обедненного азотом продукта спг
CN111033159B (zh) 烃气体加工
US6449982B1 (en) Process for partial liquefaction of a fluid containing hydrocarbons, such as natural gas
US6658893B1 (en) System and method for liquefied petroleum gas recovery
AU2008283102A1 (en) Method and system for producing LNG
CA1245546A (en) Separation of hydrocarbon mixtures
NO158478B (no) Fremgangsmaate for separering av nitrogen fra naturgass.
CA2957141C (en) Recovery of helium from nitrogen-rich streams
CN110892219B (zh) 烃气体加工
JP5552160B2 (ja) 炭化水素ガス処理
EA013260B1 (ru) Способ и технологическая схема извлечения пропана
KR101676069B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
US20240318909A1 (en) Methods for operating hydrocarbon removal systems from natural gas streams

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): RU