EA010386B1 - Способ одновременного выделения из природного газа фракции с высоким содержанием c-углеводородов и потока с высоким содержанием этана и установка для его осуществления - Google Patents

Способ одновременного выделения из природного газа фракции с высоким содержанием c-углеводородов и потока с высоким содержанием этана и установка для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
EA010386B1
EA010386B1 EA200701340A EA200701340A EA010386B1 EA 010386 B1 EA010386 B1 EA 010386B1 EA 200701340 A EA200701340 A EA 200701340A EA 200701340 A EA200701340 A EA 200701340A EA 010386 B1 EA010386 B1 EA 010386B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
column
reflux
natural gas
ethane
Prior art date
Application number
EA200701340A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200701340A1 (ru
Inventor
Анри Парадовски
Original Assignee
Текнип Франс
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 Текнип Франс filed Critical Текнип Франс
Publication of EA200701340A1 publication Critical patent/EA200701340A1/ru
Publication of EA010386B1 publication Critical patent/EA010386B1/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
    • F25J3/0242—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 3 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/02—Integration in an installation for exchanging heat, e.g. for waste heat recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios

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)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Способ в соответствии с настоящим изобретением содержит охлаждение исходного природного газа (13) и его подачу в рекуперационную колонну (35) извлечения С-углеводородов. Он содержит извлечение верхнего потока (131) из колонны (35) для получения обработанного природного газа (15) и извлечение нижнего потока (171) из колонны (35) для его подачи на уровень (P1) питания фракционной колонны (61), оборудованной верхним конденсатором (63). В нижней части колонна (61) производит указанную фракцию (17) С-углеводородов. Способ содержит извлечение потока (19) с высоким содержанием этана из промежуточного уровня (Р2) колонны (61), находящегося над указанным уровнем (P1) питания, и получение вторичного флегмового потока (191) из верхнего конденсатора (63), подаваемого в виде флегмы в верхнюю часть рекуперационной колонны (35).

Description

Область техники
Объектом настоящего изобретения является способ одновременного получения обработанного природного газа, фракции с высоким содержанием С3 +-углеводородов и, по меньшей мере, в определенных условиях производства, - потока с высоким содержанием этана из исходного природного газа, содержащего метан, этан и С3 +-углеводороды, при этом способ содержит следующие этапы:
охлаждают и частично конденсируют исходный природный газ;
охлажденный природный газ разделяют на жидкий поток и газовый поток;
жидкий поток расширяют и подают в рекуперационную колонну извлечения С2 +-углеводородов на первый промежуточный уровень;
газовый поток разделяют на поток питания указанной колонны и флегмовый поток;
питающий поток расширяют в турбине, затем его подают в колонну на второй промежуточный уровень;
флегмовый поток охлаждают, и, по меньшей мере, частично конденсируют, и после расширения подают в колонну на третий промежуточный уровень;
извлекают верхний поток в головке колонны для получения обработанного природного газа и извлекают нижний поток в нижней части колонны для получения жидкого потока с высоким содержанием С2 +-углеводородов;
указанный нижний поток направляют на уровень питания фракционной колонны, оборудованной верхним конденсатором, при этом фракционная колонна в верхней части производит поток с высоким содержанием этана, а в нижней части - указанную фракцию С3 +-углеводородов; и первичный флегмовый поток, полученный в верхнем конденсаторе, в виде флегмы подают во фракционную колонну.
Способ в соответствии с настоящим изобретением применяют в установках, предназначенных для производства из добываемого природного газа обработанного природного газа, в случае необходимости, подвергаемого сжижению, фракции С3 +-углеводородов и потока с высоким содержанием этана переменного расхода.
Предшествующий уровень техники
В статье «№х! Оеиегайои Ргоеекк ίοτ ΝΟΕ/ЬРО Рееоуегу» Уилкинсона и соавторов, представленной на «77-й Конвенции Ассоциации производителей газа» 16 марта 1998 года в Далласе, США и на «Ежегодной Европейской конференции АПГ» 25 сентября 2002 года в Риме, Италия, описан способ вышеуказанного типа, названный английским термином «Оа§ 8иЬеоо1е6 Ргоеекк» (О8Р).
Способ вышеуказанного типа усовершенствован с целью одновременного выделения из исходного природного газа практически всех содержащихся в нем С3 +-углеводородов и повышенного количества этана из исходного газа. Таким образом, если степень извлечения этана составляет по меньшей мере 70%, то степень извлечения пропана приближается к 99%.
Как известно, термин «степень извлечения» обозначает отношение разности между молярным расходом компонента в исходном природном газе и молярным расходом компонента в полученном обработанном природном газе к молярному расходу компонента в исходном природном газе.
Такой способ не приводит к полностью удовлетворяющим результатам. Действительно, спрос на этан на рынке подвержен большим колебаниям, тогда как спрос на фракции С3 +-углеводородов остается относительно стабильным и подтверждается повышением цен. Следовательно, иногда требуется снизить производство этана в способе путем снижения степени извлечения этого компонента в рекуперационной колонне. В этом случае степень извлечения С3 +-утлеводородов тоже снижается, что приводит к снижению рентабельности установки.
Для решения этой проблемы в вышеуказанной статье (см. фиг. 15 и 16) предложено использовать в существующей установке вторичный блок, оптимизированный с целью получения С3 +-углеводородов, когда уровень производства этана является низким или ничтожным. В этом случае в зависимости от требуемого количества этана оператор установки селективно направляет исходный природный газ в блок, оптимизированный для повышенной степени извлечения этана, или в блок, оптимизированный для низкой или ничтожной степени извлечения этана. Вследствие этого способ становится сложным и дорогим, в частности, в силу удорожания обслуживания установки, в которой он применяется.
Раскрытие сущности изобретения
Задачей настоящего изобретения является создание способа вышеуказанного типа, который при помощи простых и недорогих средств позволяет извлекать, по существу, полностью все С3 +-углеводороды из потока исходного природного газа, независимо от количества этана, получаемого способом.
В этой связи объектом настоящего изобретения является способ вышеуказанного типа, отличающийся тем, что извлекают поток с высоким содержанием этана из промежуточного уровня фракционной колонны, находящегося над указанным уровнем питания этой колонны; и тем, что при значениях степени извлечения этана ниже заранее определенного порогового значения производят по меньшей мере один вторичный флегмовый поток в указанном верхнем конденсаторе и указанный вторичный флегмовый поток направляют в виде флегмы в верхнюю часть рекуперационной колонны.
- 1 010386
Способ в соответствии с настоящим изобретением может содержать один или несколько следующих отличительных признаков, взятых отдельно или в любых возможных комбинациях:
расходом потока с высоким содержанием этана управляют путем регулирования расхода вторичного флегмового потока и путем регулирования давления в рекуперационной колонне;
фракционная колонна содержит от 1 до 7 теоретических тарелок над указанным промежуточным уровнем;
вторичный флегмовый поток охлаждают за счет теплообмена по меньшей мере с первой частью верхнего потока рекуперационной колонны;
флегмовый поток рекуперационной колонны охлаждают за счет теплообмена по меньшей мере со второй частью верхнего потока рекуперационной колонны;
получают вторичный флегмовый поток из смеси газового потока и жидкого потока, поступающего из верхнего конденсатора;
максимальным содержанием метана и пропана в потоке с высоким содержанием этана управляют при помощи нижнего ребойлера, установленного в рекуперационной колонне; и содержание С5 +-углеводородов в обработанном природном газе составляет менее 1 ч./млн.
Объектом настоящего изобретения является также установка для одновременного получения обработанного природного газа и фракции с высоким содержанием С3 +-углеводородов и, по меньшей мере, в определенных условиях производства, - потока с высоким содержанием этана из исходного природного газа, содержащего метан, этан и С3 +-углеводороды, при этом установка содержит средства охлаждения и частичной конденсации исходного природного газа;
средства разделения охлажденного природного газа для получения жидкого потока и газового потока; рекуперационную колонну для извлечения С2 +-углеводородов;
средства расширения и подачи жидкого потока в рекуперационную колонну, выходящие на первый промежуточный уровень колонны; и средства разделения газового потока для получения потока питания колонны и флегмового потока;
турбину расширения питающего потока и средства подачи поступающего из турбины потока на второй промежуточный уровень рекуперационной колонны;
средства охлаждения и, по меньшей мере, частичной конденсации флегмового потока, выходящие в средства расширения охлажденного флегмового потока;
средства подачи на третий уровень рекуперационной колонны охлажденного флегмового потока, поступающего из средств расширения охлажденного флегмового потока;
средства отбора верхнего потока из верхней части колонны для получения обработанного природного газа;
средства отбора нижнего потока из нижней части колонны для получения жидкого потока с высоким содержанием С2 +-углеводородов;
фракционную колонну, оборудованную верхним конденсатором;
средства подачи указанного нижнего потока на уровень питания фракционной колонны;
средства отбора потока с высоким содержанием этана, расположенные в верхней части фракционной колонны, и средства отбора указанной фракции С3 +-углеводородов, расположенные в нижней части фракционной колонны; и средства подачи первичного флегмового потока, полученного в верхнем конденсаторе, в виде флегмы во фракционную колонну;
отличающаяся тем, что средства отбора потока с высоким содержанием этана подсоединены к промежуточному уровню фракционной колонны, находящемуся над указанным уровнем питания этой колонны; и тем, что установка содержит средства получения, при степени извлечения этана из исходного природного газе, меньшей заранее определенного порогового значения, вторичного флегмового потока, поступающего из верхнего конденсатора, и средства подачи этого вторичного флегмового потока в виде флегмы в рекуперационную колонну.
Установка в соответствии с настоящим изобретением может содержать один или несколько следующих отличительных признаков, взятых отдельно или в любых технически возможных комбинациях:
она содержит средства управления расходом потока с высоким содержанием этана, содержащие средства регулирования расхода вторичного флегмового потока и средства регулирования давления в рекуперационной колонне;
фракционная колонна содержит от 1 до 7 теоретических тарелок над указанным промежуточным уровнем;
она содержит средства охлаждения вторичного флегмового потока, которые приводят этот поток в состояние теплообмена по меньшей мере с частью верхнего потока рекуперационной колонны;
она содержит средства охлаждения флегмового потока рекуперационной колонны, которые приводят этот поток в состояние теплообмена по меньшей мере с частью верхнего потока рекуперационной колонны;
средства получения вторичного флегмового потока содержат средства смешивания газового потока
- 2 010386 и жидкого потока, поступающего из верхнего конденсатора;
она содержит средства управления максимальным содержанием метана и пропана в потоке с высоким содержанием этана, содержащие нижний ребойлер, установленный на рекуперационной колонне.
Далее следует описание примеров осуществления изобретения со ссылками на единственную прилагаемую фигуру, на которой показана функциональная структурная схема установки в соответствии с настоящим изобретением.
Установка 11, показанная на фигуре, предназначена для одновременного производства обработанного природного газа 15 в качестве главного продукта, фракции 17 С3 +-углеводородов и потока 19 с высоким содержанием этана с регулируемым расходом из источника 13 исходного природного газа, очищенного от серы, сухого и, по меньшей мере, частично очищенного от углекислоты.
Термин «по меньшей мере, частично очищенный от углекислоты» обозначает, что содержание диоксида углерода в исходном газе 13 предпочтительно ниже или равно 50 ч./млн, если обработанный природный газ 15 предназначен для сжижения. Это содержание предпочтительно меньше 3%, если обработанный природный газ 15 направляется напрямую в сеть газоснабжения.
Эта установка 11 содержит блок 21 отбора С2 +-углеводородов и блок 23 фракционирования этих С2+-углеводородов.
Далее в описании жидкий поток и транспортирующий его трубопровод будут обозначаться одной и той же позицией, значения давления рассматриваются по абсолютной величине и процентное содержа ние рассматривается как содержание в мольных процентах.
Блок 21 отбора С2 -углеводородов последовательно содержит за источником 13 первый теплообменник 25, первую сепараторную колбу 27, турбину 29, соединенную с первым компрессором 31, первый верхний теплообменник 33 и рекуперационную колонну 35, оборудованную верхним боковым ребойлером 37, нижним боковым ребойлером 39 и нижним ребойлером 41.
Блок 21 дополнительно содержит второй компрессор 43, приводимый в действие от внешнего источника энергии, и первый холодильник 45. Блок 21 содержит также донный насос 47 колонны.
Фракционный блок 23 содержит фракционную колонну 61. В верхней части колонна 61 содержит верхний конденсатор 63 и в нижней части - ребойлер 65.
Верхний конденсатор 63 содержит второй холодильник 67 и вторую сепараторную колбу 69, связанную с флегмовым насосом 71 и со вторым верхним теплообменником 73 колонны 35.
Далее следует описание осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением.
Первоначальный молярный состав потока 13 исходного природного газа, очищенного от серы, сухого и, по меньшей мере, частично очищенного от углекислоты, представлен в нижеследующей табл. 1.
Таблица 1
Гелий
СО2 Азот Метан Этан Пропан ΐ-бутан п-бутан ΐ-пентан п-пентан Гексан
Всего
Мольная доля в %
0,0713
0,0050
1,2022
85,7828
10,3815
2,1904
0,1426
0,1936
0,0204
0,0102
0,0000
100,0000
Исходный газ 13 разделяют на главный поток 101 и на вторичный поток 103. Отношение расхода вторичного потока 103 к расходу исходного газа 13 составляет, например, от 20 до 40%.
Главный поток 101 охлаждается в первом теплообменнике 25 для получения охлажденного газового потока 105. Вторичный поток 103 последовательно охлаждается, соответственно, в теплообменниках 107, 109 нижнего 39 и верхнего 37 боковых ребойлеров для получения охлажденного вторичного потока 111, который смешивается с охлажденным главным потоком 105.
Полученную смесь 113 направляют в сепараторную колбу 27, в которой происходит разделение между газовой фазой 115 и жидкой фазой 117. После прохождения через расширительный вентиль 119 жидкая фаза 117 образует расширенную жидкую фазу 120, которую направляют на первый промежуточный уровень N1 рекуперационной колонны 35, расположенный в верхней области колонны над боковыми ребойлерами 37 и 39. Под «промежуточным уровнем» следует понимать место, содержащее средства дистилляции над и под этим уровнем.
Газовую фракцию 115 разделяют на питающий поток 121 и флегмовый поток 123. Питающий поток 121 расширяется в турбине 29 с получением расширенного питающего потока 125, который подают в
- 3 010386 рекуперационную колонну 35 на втором промежуточном уровне N2, расположенном над первым промежуточным уровнем N1.
Флегмовый поток 123 частично конденсируется в первом верхнем теплообменнике 33, затем расширяется в расширительном вентиле 127 с получением расширенного флегмового потока 128. Этот поток 128 направляют в рекуперационную колонну 35 на третьем промежуточном уровне N3, расположенном над промежуточным уровнем N2.
Давление в рекуперационной колонне 35 составляет, например, от 15 до 40 бар.
Рекуперационная колонна 35 производит верхний поток 131, который разделяется на мажоритарную фракцию 133 и миноритарную фракцию 135. Мажоритарная фракция 133 нагревается в первом верхнем теплообменнике 33 путем теплообмена с флегмовым потоком 123 с получением нагретой мажоритарной фракции 137. Отношение расхода миноритарной фракции 135 к мажоритарной фракции 133, например, меньше 20%.
Миноритарная фракция 135 нагревается во втором верхнем теплообменнике 73 с получением нагретой фракции 136. Эту фракцию 136 смешивают с нагретой мажоритарной фракцией 137 для образования нагретого потока 139 обработанного газа.
Этот поток 139 снова нагревается в первом теплообменнике 25 путем теплообмена с главным потоком 101 предварительно обработанного природного газа.
После этого нагретый обработанный природный газ 139 сжимают в первом компрессоре 31, затем во втором компрессоре 43 и охлаждают в первом холодильнике 45 для получения обработанного природного газа 15.
Обработанный газ 15 содержит 0,0755 мол.% водорода, 0,0049% диоксида углерода, 1,2735 мол.% азота, 90,8511 мол.% метана, 7,7717 мол.% С2-углеводородов, 0,0232 мол.% С3-углеводородов и С4-углеводороды с содержанием менее 1 ч./млн. Этот обработанный газ содержит С6 +-углеводороды в количестве менее 1 ч./млн, воду с содержанием менее 1 ч./млн, предпочтительно менее 0,1 ч./млн, диоксид серы с содержанием менее 4 ч./млн и диоксид углерода с содержанием менее 50 ч./млн. Таким образом, обработанный газ 15 можно направлять непосредственно в ожижительную установку для получения сжиженного природного газа.
Ребойлерные потоки 163, 161 извлекаются из колонны 35 и обратно возвращаются в колонну 35 после нагрева в соответствующих теплообменниках 109, 107 верхнего и нижнего ребойлеров 37 и 39 за счет теплообмена с миноритарным потоком 111 входящего природного газа.
Поток нижнего ребойлера 165 извлекается вблизи нижней части колонны 35. Этот поток 165 проходит через нижний теплообменник 167, в котором он нагревается путем теплообмена с нагревающим потоком 169 с регулируемой температурой. Нагретый ребойлерный поток после этого снова направляется в колонну 35.
Нижний поток 171 с высоким содержанием С2 +-углеводородов извлекают из нижней части фракционной колонны 35 для получения фракции С2 +-углеводородов.
Нижний поток 171 откачивается донным насосом 47 и подается на промежуточный уровень Р1 фракционной колонны 61.
В представленном примере фракционная колонна 61 работает под давлением от 20 до 42 бар. В этом примере давление во фракционной колонне 61 по меньшей мере на 1 бар превышает давление рекуперационной колонны 35.
Нижний поток 181 извлекается из фракционной колонны 61 для получения фракции 17 С3 +-углеводородов.
Степень извлечения С3 +-углеводородов в способе превышает 99%. В любом случае, степень извлечения пропана превышает 99% и степень извлечения С4 +-углеводородов превышает 99,8%.
Молярное отношение этана к пропану в фракции 17 ниже 2% и, в частности, по существу, равно 0,5%.
Поток 19 с высоким содержанием этана извлекается непосредственно на промежуточном уровне Р2, находящемся в верхней области фракционной колонны 61.
Этот поток содержит 0,57% метана, 97,4% этана, 2% пропана и 108 ч./млн диоксида углерода.
Число теоретических тарелок между головкой колонны 61 и верхним уровнем Р2 составляет, например, от 1 до 7. Уровень Р2 находится выше уровня питания Р1.
Содержание метана и пропана в нижнем потоке 171 и, следовательно, в потоке 19 регулируют, в частности, при помощи температуры потока 169 нагрева нижнего ребойлера. Значения этого содержания предпочтительно ниже, соответственно, 1 и 2%.
Верхний поток 183 извлекают из головки колонны 61, затем охлаждают во втором холодильнике 67 для получения охлажденного и, по меньшей мере, частично конденсированного верхнего потока 185. Этот поток 185 подают во вторую сепараторную колбу 69 для получения жидкой фракции 187.
Жидкую фракцию 187 разделяют на первичный флегмовый поток 189 и вторичный флегмовый поток 191.
Первичный флегмовый поток 189 откачивают, после чего подают в виде флегмы во фракционную колонну 61 на верхний уровень Р3, находящийся над уровнем Р2.
Вторичный флегмовый поток 191 подают во второй верхний теплообменник 73, где он охлаждается за счет теплообмена с потоком 135, затем расширяется в вентиле 193 и в виде флегмы направляется на верхний уровень N4 рекуперационной колонны 35.
- 4 010386
Поток 191 содержит 1,64% метана, 97,75% этана, 0,59% пропана и 216 ч./млн диоксида углерода.
Степенью извлечения этана и затем расходом этана, полученного в установке 11, управляют путем регулирования расхода вторичного флегмового потока 191, проходящего через расширительный вентиль 193, с одной стороны, и регулирования давления в рекуперационной колонне 35 при помощи компрессоров 43 и 31, которые являются компрессорами с переменной скоростью, с другой стороны.
Как видно из табл. 2, расход потока с высоким содержанием этана является регулируемым, практически не влияет на степень извлечения С3 +-углеводородов.
Таким образом, при помощи простых и недорогих средств способ в соответствии с настоящим изобретением позволяет получать переменный и легко регулируемый расход потока с высоким содержанием этана 19, извлеченный из исходного природного газа 13, и поддерживать степень извлечения пропана свыше 99%. Этот результат получают без существенной модификации установки, в которой осуществляют способ.
Таблица 2
Давление в колонне 35 (бар) Степень извлечения этана (%) Степень извлечения С3 (%) Степень извлечения С4 + (%) Расход потока 19 (кг/ч) Общая мощность компрессии (кВт)
28,5 0,11 99,0 100,0 0 16367
27,7 9,87 99,0 100,0 11961 16874
26,8 19,60 99,0 100,0 23888 17672
25,2 29,33 99,0 100,0 35830 18951
24,0 39,05 99,0 100,0 47759 20086
22,0 48,77 99,0 100,0 59697 22405
20,0 58,47 99,2 100,0 71628 25485
Значения давления, температуры и расхода в случае, когда степень извлечения этана равна 29,33%, приведены в табл. 3.
Таблица 3
Поток Расход (кмоль/ч) Давление (бар) Температура (°С)
ИЗ 38000 50,0 20,0
15 35872 50,0 40,0
19 1183 33,5 15,9
111 8500 49,0 -30,6
113 38000 49,0 -43,0
115 36690 49,0 -43,0
120 1310 25,4 -,60,2
125 31690 25,4 -68,1
128 5000 25,4 1 ю ОО
131 35873 24,7 -75,5
136 1545 25,2 3,9
137 34328 25,2 -62,5
139 35873 24,7 -59,8
171 2856 25,4 18,3
181 944 33,0 91,1
183 3581 33,0 13,7
191 728 33,0 10,9
Получить этот результат позволяет состав вторичного флегмового потока 191 с более высоким содержанием метана, чем поток 19 этана, извлекаемый из фракционной колонны 61.
Кроме того, когда расход потока 19 с высоким содержанием этана снижается, то сильно снижается также общая мощность компрессии.
Кроме того, значения отбора фригорий внутри теплообменников 107, 109 боковых ребойлеров 37, 39 фракционной колонны 35 адаптируются автономно и не требуют управления расходами текучей среды, проходящей через эти теплообменники, причем независимо от расхода получаемого потока 19 с высоким содержанием этана.
Кроме того, установка 11 в соответствии с настоящим изобретением не требует обязательного использования многоходовых теплообменников. Таким образом, можно использовать только трубчато-ка
- 5 010386 ландровые теплообменники, которые повышают надежность установки и снижают опасность засорения.
Обработанный природный газ имеет, по существу, нулевое содержание С5 +-углеводородов, например менее 1 ч./млн. Следовательно, если содержание диоксида углерода в обработанном газе 15 ниже 50 ч./млн, этот газ 15 можно сжижать без дополнительной обработки или фракционирования.
В первом варианте, показанном на фигуре пунктирной линией, верхний поток 183 фракционной колонны не полностью конденсируется в холодильнике 67. Газовый поток 201, выходящий из сепараторной колбы 69, смешивается в этом случае с вторичным флегмовым потоком 191 перед его прохождением во второй верхний теплообменник 73.
В другом варианте (на фигуре не показан), когда давление исходного природного газа является слишком высоким, например выше 100 бар, давление в рекуперационной колонне 35 превышает давление во фракционной колонне 61. В этом случае нижний поток 171 рекуперационной колонны 35 направляется в фракционную колонну 61 через расширительный вентиль. Кроме того, вторичный флегмовый поток 191 в этом случае закачивают до головки рекуперационной колонны 35.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ одновременного выделения из природного газа (15), фракции (17) с высоким содержанием С3 +-углеводородов и потока (19) с высоким содержанием этана, в котором охлаждают и частично конденсируют исходный природный газ (13);
    разделяют охлажденный природный газ (113) на жидкий поток (117) и газовый поток (115);
    расширяют и подают жидкий поток (117) на первый промежуточный уровень (N1) рекуперационной колонны (35) извлечения С2 +-углеводородов;
    разделяют газовый поток (115) на питающий поток (121) указанной колонны и флегмовый поток (123);
    расширяют питающий поток (121) в турбине (29) и подают в колонну (35) на второй промежуточный уровень (N2);
    охлаждают флегмовый поток (123) и, по меньшей мере, частично конденсируют, расширяют и подают в колонну (35) на третий промежуточный уровень (N3);
    извлекают верхний поток (131) природного газа (15), обедненного С2 +-углеводородами, (из верхней части колонны (35)) и извлекают нижний жидкий поток с высоким содержанием С2 +-углеводородов (171) из нижней части колонны (35), направляют указанный нижний поток (171) на уровень (Р1) питания фракционной колонны (61), оборудованной верхним конденсатором (63), извлекают поток (19) с высоким содержанием этана и из нижней части колонны - фракцию (17) С3 +-углеводородов; а первичный флегмовый поток (189), полученный в верхнем конденсаторе (63), подают в виде флегмы во фракционную колонну (61), отличающийся тем, что извлекают поток (19) с высоким содержанием этана из промежуточного уровня (Р2) фракционной колонны (61), находящегося над указанным уровнем (Р1) питания этой колонны (61);
    причем при значениях степени извлечения этана ниже заранее определенного порогового значения получают по меньшей мере один вторичный флегмовый поток (191) в указанном верхнем конденсаторе (63) и указанный вторичный флегмовый поток (191) направляют в виде флегмы в верхнюю часть рекуперационной колонны (35).
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что расходом потока (19) с высоким содержанием этана управляют путем регулирования расхода вторичного флегмового потока (191) и путем регулирования давления в рекуперационной колонне (35).
  3. 3. Способ по одному из пп.1 или 2, отличающийся тем, что фракционная колонна (61) содержит от 1 до 7 тарелок над указанным промежуточным уровнем (Р2).
  4. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что вторичный флегмовый поток (191) охлаждают за счет теплообмена по меньшей мере с первой частью (135) верхнего потока (131) рекуперационной колонны (35).
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что флегмовый поток (123) рекуперационной колонны (35) охлаждают за счет теплообмена по меньшей мере со второй частью (133) верхнего потока (131) рекуперационной колонны (35).
  6. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что объединяют вторичный флегмовый поток (191) и газовый поток (201), поступающие из верхнего конденсатора (63).
  7. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что максимальным содержанием метана и пропана в потоке (19) с высоким содержанием этана управляют при помощи нижнего ребойлера (41), установленного в рекуперационной колонне (25).
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что получают природный газ (15), обедненный С2 + с содержанием С5 + углеводородов менее 1 части на миллион.
  9. 9. Установка (11) для осуществления способа по пп.1-8, которая содержит
    - 6 010386 средства (25) охлаждения и частичной конденсации исходного природного газа (13);
    средства (27) разделения охлажденного природного газа (113) для получения жидкого потока (117) и газового потока (115);
    рекуперационную колонну (35) для извлечения С2 +-углеводородов;
    средства (119) расширения и подачи жидкого потока (117) на первый промежуточный уровень (N1) рекуперационной колонны (35); и средства разделения газового потока (115) для получения питающего потока (121) колонны (35) и флегмового потока (123);
    турбину (29) расширения питающего потока (121) и средства подачи поступающего из турбины (29) расширенного питающего потока (125) на второй промежуточный уровень (N2) рекуперационной колонны (35);
    средства (33) охлаждения и, по меньшей мере, частичной конденсации флегмового потока (123) и средство (127) расширения охлажденного флегмового потока;
    средства подачи на третий уровень (N3) рекуперационной колонны (35) охлажденного флегмового потока (128), поступающего из средств (127) расширения охлажденного флегмового потока;
    средства (131) отбора верхнего потока из верхней части колонны для получения природного газа (15), обедненного С2 + углеводородами;
    средства (171) отбора нижнего потока из нижней части колонны для получения жидкого потока с высоким содержанием С2 +-углеводородов;
    фракционную колонну (61), оборудованную верхним конденсатором (63);
    средства (47) подачи указанного нижнего потока (171) на уровень (Р1) питания фракционной колонны (61);
    средства отбора потока (19) с высоким содержанием этана, и средства отбора указанной фракции (17) Сз+-углеводородов, расположенные в нижней части фракционной колонны (61); и средства (71) подачи первичного флегмового потока (189), полученного в верхнем конденсаторе (63), в виде флегмы во фракционную колонну (61), отличающаяся тем, что средства отбора потока (19) с высоким содержанием этана подсоединены к промежуточному уровню (Р1) фракционной колонны (61), находящемуся над указанным уровнем (Р1) питания этой колонны (61);
    а установка (11) дополнительно содержит верхний конденсатор (63) средства получения вторичного флегмового потока (191), поступающего из верхнего конденсатора (63), и средства (193) подачи этого вторичного флегмового потока (191) в виде флегмы в рекуперационную колонну (35).
  10. 10. Установка по п.9, отличающаяся тем, что для управления расходом потока с высоким содержанием этана содержит средства (193) регулирования расхода вторичного флегмового потока (191) и средства (43, 31) регулирования давления в рекуперационной колонне (35).
  11. 11. Установка по одному из пп.9 или 10, отличающаяся тем, что фракционная колонна (61) содержит от 1 до 7 тарелок над промежуточным уровнем (Р2).
  12. 12. Установка по любому из пп.9-11, отличающаяся тем, что содержит средства (73) охлаждения вторичного флегмового потока (191) путем теплообмена по меньшей мере с частью (135) верхнего потока (131) рекуперационной колонны (35).
  13. 13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что содержит средства (33) охлаждения флегмового потока (123) рекуперационной колонны (35) путем теплообмена по меньшей мере с частью (133) верхнего потока (131) рекуперационной колонны (35).
  14. 14. Установка по любому из пп.9-13, отличающаяся тем, что дополнительно содержит объединитель вторичного флегмового потока (191) и газового потока (201), поступающих из верхнего конденсатора (63).
  15. 15. Установка по любому из пп.9-14, отличающаяся тем, что содержит нижний ребойлер (41), установленный на рекуперационной колонне (35) для управления максимальным содержанием метана и пропана в потоке (19) с высоким содержанием этана.
EA200701340A 2004-12-22 2005-12-19 Способ одновременного выделения из природного газа фракции с высоким содержанием c-углеводородов и потока с высоким содержанием этана и установка для его осуществления EA010386B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0413751A FR2879729B1 (fr) 2004-12-22 2004-12-22 Procede et installation de production de gaz traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en ethane
PCT/FR2005/003186 WO2006070097A1 (fr) 2004-12-22 2005-12-19 Procede et installation de production de gaz naturel traite , d ' une coupe riche en hydrocarbures en c3 + et courant riche en ethane

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701340A1 EA200701340A1 (ru) 2007-10-26
EA010386B1 true EA010386B1 (ru) 2008-08-29

Family

ID=34953803

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701340A EA010386B1 (ru) 2004-12-22 2005-12-19 Способ одновременного выделения из природного газа фракции с высоким содержанием c-углеводородов и потока с высоким содержанием этана и установка для его осуществления

Country Status (18)

Country Link
US (1) US7458232B2 (ru)
EP (1) EP1828697B1 (ru)
CN (1) CN100547326C (ru)
AT (1) ATE416352T1 (ru)
AU (1) AU2005321162B2 (ru)
BR (1) BRPI0519380B1 (ru)
CA (1) CA2592012C (ru)
DE (1) DE602005011482D1 (ru)
DK (1) DK1828697T3 (ru)
EA (1) EA010386B1 (ru)
EG (1) EG24056A (ru)
ES (1) ES2318587T3 (ru)
FR (1) FR2879729B1 (ru)
MX (1) MX2007007351A (ru)
MY (1) MY145312A (ru)
PL (1) PL1828697T3 (ru)
PT (1) PT1828697E (ru)
WO (1) WO2006070097A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2923000B1 (fr) * 2007-10-26 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
FR2923001B1 (fr) * 2007-10-26 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec fractionnement a haute pression.
CN101614464B (zh) * 2008-06-23 2011-07-06 杭州福斯达实业集团有限公司 高低温氮气双膨胀天然气液化方法
WO2010042266A1 (en) * 2008-10-07 2010-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Helium recovery from natural gas integrated with ngl recovery
FR2943683B1 (fr) * 2009-03-25 2012-12-14 Technip France Procede de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traite et une coupe d'hydrocarbures en c5+, et installation associee
FR2970258B1 (fr) 2011-01-06 2014-02-07 Technip France Procede de production d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en methane et ethane a partir d'un courant d'alimentation riche en hydrocarbures et installation associee.
CN102603457B (zh) * 2012-01-17 2014-01-08 马俊杰 C3、c4生成丙烯的液化气深加工的生产装置及工艺
FR2992972B1 (fr) * 2012-07-05 2014-08-15 Technip France Procede de production d'un gaz naturel traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+, et eventuellement d'un courant riche en ethane, et installation associee
US9726426B2 (en) * 2012-07-11 2017-08-08 Butts Properties, Ltd. System and method for removing excess nitrogen from gas subcooled expander operations
AU2013370173B2 (en) * 2012-12-28 2018-10-04 Linde Engineering North America Inc. Integrated process for NGL (natural gas liquids recovery) and LNG (liquefaction of natural gas)
FR3007408B1 (fr) * 2013-06-25 2015-07-31 Technip France Procede de recuperation d'un courant d'ethylene a partir d'un courant de charge riche en monoxyde de carbone, et installation associee
US11402155B2 (en) * 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
FR3072162B1 (fr) * 2017-10-10 2020-06-19 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude <P>PROCEDE DE RECUPERATION DE PROPANE ET D'UNE QUANTITE AJUSTABLE D'ETHANE A PARTIR DE GAZ NATUREL</P>
US11015865B2 (en) 2018-08-27 2021-05-25 Bcck Holding Company System and method for natural gas liquid production with flexible ethane recovery or rejection
US11378333B2 (en) * 2019-12-13 2022-07-05 Bcck Holding Company System and method for separating methane and nitrogen with reduced horsepower demands
CN113899161B (zh) * 2021-10-12 2023-04-18 中石化石油工程技术服务有限公司 一种从天然气中提取乙烷的方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6368385B1 (en) * 1999-07-28 2002-04-09 Technip Process and apparatus for the purification of natural gas and products
US20030029190A1 (en) * 2001-08-10 2003-02-13 Trebble Mark A. Hydrocarbon gas processing
WO2003100334A1 (en) * 2002-05-20 2003-12-04 Fluor Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1551609A1 (de) * 1967-12-15 1972-03-02 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zur Zerlegung von fluessigem Erdgas
FR2458525A1 (fr) * 1979-06-06 1981-01-02 Technip Cie Procede perfectionne de fabrication de l'ethylene et installation de production d'ethylene comportant application de ce procede
US4529484A (en) * 1982-01-29 1985-07-16 Phillips Petroleum Company Fractional distillation column control
US7051553B2 (en) * 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6116050A (en) * 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6368385B1 (en) * 1999-07-28 2002-04-09 Technip Process and apparatus for the purification of natural gas and products
US20030029190A1 (en) * 2001-08-10 2003-02-13 Trebble Mark A. Hydrocarbon gas processing
WO2003100334A1 (en) * 2002-05-20 2003-12-04 Fluor Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
PITMAN R. N. ET AL.: "NEXT GENERATION PROCESSES FOR NGL/LPG RECOVERY" PROCEEDINGS OF THE GPA ANNUAL CONVENTION, TULSA, OK, US, 16 March 1998 (1998-03-16), pages 90-97, XP001106009 page 95-page 96; fig. 15 *

Also Published As

Publication number Publication date
CA2592012A1 (fr) 2006-07-06
DK1828697T3 (da) 2009-03-09
EP1828697B1 (fr) 2008-12-03
MX2007007351A (es) 2007-08-14
CA2592012C (fr) 2013-10-15
EA200701340A1 (ru) 2007-10-26
PT1828697E (pt) 2009-02-12
ES2318587T3 (es) 2009-05-01
PL1828697T3 (pl) 2009-06-30
US7458232B2 (en) 2008-12-02
AU2005321162B2 (en) 2010-07-15
US20060144081A1 (en) 2006-07-06
BRPI0519380A2 (pt) 2009-01-20
EP1828697A1 (fr) 2007-09-05
BRPI0519380B1 (pt) 2018-03-06
DE602005011482D1 (de) 2009-01-15
FR2879729B1 (fr) 2008-11-21
ATE416352T1 (de) 2008-12-15
FR2879729A1 (fr) 2006-06-23
MY145312A (en) 2012-01-13
AU2005321162A1 (en) 2006-07-06
CN101103239A (zh) 2008-01-09
EG24056A (en) 2008-04-30
WO2006070097A1 (fr) 2006-07-06
CN100547326C (zh) 2009-10-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA010386B1 (ru) Способ одновременного выделения из природного газа фракции с высоким содержанием c-углеводородов и потока с высоким содержанием этана и установка для его осуществления
US8919148B2 (en) Hydrocarbon gas processing
CA2773211C (en) Hydrocarbon gas processing
US7191617B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US9939195B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9080810B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US6516631B1 (en) Hydrocarbon gas processing
US9933207B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US20080078205A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
US20190170435A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
US20080190136A1 (en) Hydrocarbon Gas Processing
EA003854B1 (ru) Способ разделения газового потока (варианты)
RU2738815C2 (ru) Переработка углеводородного газа
RU2750719C2 (ru) Переработка углеводородного газа
KR101676069B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
US20210115338A1 (en) Hydrocarbon gas processing
KR20120027488A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
AU2011233590B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US20210116174A1 (en) Hydrocarbon gas processing

Legal Events

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

Designated state(s): BY KG MD TJ