RU2283994C2 - Method of treating carbon-containing gas - Google Patents
Method of treating carbon-containing gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283994C2 RU2283994C2 RU2003112686/06A RU2003112686A RU2283994C2 RU 2283994 C2 RU2283994 C2 RU 2283994C2 RU 2003112686/06 A RU2003112686/06 A RU 2003112686/06A RU 2003112686 A RU2003112686 A RU 2003112686A RU 2283994 C2 RU2283994 C2 RU 2283994C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- temperature
- column
- fractionating column
- heated
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- Y02C10/12—
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Изобретение относится к способу разделения газа, содержащего углеводороды.The invention relates to a method for separating a gas containing hydrocarbons.
Этилен, этан, пропилен, пропан и/или более тяжелые углеводороды можно извлекать из разных газов, таких как природный газ, газ нефтепереработки и потоки синтез-газа, получаемые из других углеводородных материалов, таких как уголь, сырая нефть, нафта, горючий сланец, битуминозный песок и бурый уголь. Природный газ обычно содержит значительную долю метана и этана, т.е. метан и этан вместе составляют по крайней мере 50% мол. газа. Газ также содержит относительно меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутаны, пентаны и т.п., а также водород, азот, двуокись углерода и прочие газы.Ethylene, ethane, propylene, propane and / or heavier hydrocarbons can be extracted from various gases, such as natural gas, oil refining gas and synthesis gas streams obtained from other hydrocarbon materials such as coal, crude oil, naphtha, oil shale, tar sand and brown coal. Natural gas usually contains a significant proportion of methane and ethane, i.e. methane and ethane together make up at least 50 mol%. gas. The gas also contains relatively smaller amounts of heavier hydrocarbons, such as propane, butanes, pentanes and the like, as well as hydrogen, nitrogen, carbon dioxide and other gases.
Данное изобретение в основном относится к извлечению этилена, этана, пропилена, пропана и более тяжелых углеводородов из таких газовых потоков. Типичным составом газового потока, подлежащего обработке согласно данному изобретению, будет следующий приблизительный молярный состав: 88,41% метана; 6,65% этана и других С2-компонентов; 2,26% пропана и других С3-компонентов; 0,36% изобутана; 0,45% нормального бутана; 0,31% пентанов-плюс с балансом (до 100%) из азота и двуокиси углерода. Иногда также присутствуют газы, содержащие серу.The present invention generally relates to the recovery of ethylene, ethane, propylene, propane and heavier hydrocarbons from such gas streams. A typical composition of the gas stream to be processed according to this invention will be the following approximate molar composition: 88.41% methane; 6.65% ethane and other C 2 components; 2.26% propane and other C 3 components; 0.36% isobutane; 0.45% normal butane; 0.31% pentanes-plus with a balance (up to 100%) of nitrogen and carbon dioxide. Sometimes gases containing sulfur are also present.
Циклические колебания цен как на природный газ, так и на жидкие компоненты природного газа (ЖКПГ) иногда снижали прирост стоимости этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых компонентов как жидкой продукции. Конкуренция по линии получения прав на обработку заставила заводы доводить до максимума производственные мощности и эффективность извлечения их действующих газообрабатывающих установок. Применимые в настоящее время способы разделения этих материалов включают способы на основе охлаждения и захолаживания газа, масляной абсорбции и абсорбции охлажденного масла. Помимо этого, также получили распространение криогенные способы по причине доступности экономичного оборудования, которое генерирует энергию и одновременно рассеивает и извлекает тепло из обрабатываемого газа. В зависимости от давления источника газа, насыщенности (содержания этана, этилена и более тяжелых углеводородов) газа и нужной конечной продукции можно применять каждый из этих способов или их сочетание.Cyclical fluctuations in prices for both natural gas and liquid components of natural gas (LCPG) sometimes reduced the cost increase of ethane, ethylene, propane, propylene and heavier components as liquid products. Competition to obtain processing rights forced the plants to maximize production capacity and the efficiency of extraction of their existing gas processing plants. Currently applicable methods for the separation of these materials include methods based on cooling and cooling the gas, oil absorption and absorption of chilled oil. In addition, cryogenic methods have also become widespread due to the availability of cost-effective equipment that generates energy and simultaneously dissipates and extracts heat from the gas being treated. Depending on the pressure of the gas source, the saturation (content of ethane, ethylene and heavier hydrocarbons) of the gas and the desired final product, each of these methods or their combination can be used.
Способ криогенного расширения в настоящее время, как правило, предпочтителен для извлечения жидких компонентов природного газа по той причине, что он обеспечивает максимальную простоту, характеризующуюся легким запуском, эксплуатационной гибкостью, хорошей эффективностью, безопасностью и высокой надежностью. Патенты США №№3292380, 4157904, 4171964, 4185978, 4251249, 4278457, 4519824, 4617039, 4687499, 4689063, 4690702, 4854955, 4869740, 4889545, 5275005, 5555748, 5568737, 5771712, 5799507, 5881569, 5890378, 5983664, переизданный патент США №33408 и совместно рассматриваемая заявка 09/439508 описывают релевантные способы (хотя описание в данном изобретении в некоторых случаях основано на иных технологических условиях, отличающихся от описываемых в упоминаемых патентах и патентных заявках США).The cryogenic expansion process is currently generally preferred for recovering the liquid components of natural gas for the reason that it provides maximum simplicity characterized by easy start-up, operational flexibility, good efficiency, safety and high reliability. U.S. Patent Nos. 3292380, 4157904, 4171964, 4185978, 4251249, 4278457, 4519824, 4617039, 4687499, 4689063, 4690702, 4854955, 4869740, 4889545, 5275005, 5555748, 5568737, 5771712, 5869, 569698, 569, 589, 587, 589, 569, 589, 587, 587, 589, 569, 587, 587, 587, 589, 569, 587, 587, 589, 569, 579, 587, 587, 589, 569, 587, 587, 587, 589, 569, 587, 587, 589, 569, 579, 587, 587 and 580, 769, 587, 587, 569, 587, 587, 587, 587, 587 - 597 - - - - - - - - - - - - - US No. 33408 and co-pending application 09/439508 describe relevant methods (although the description in this invention in some cases is based on other process conditions different from those described in the aforementioned US patents and patent applications).
Типичный способ извлечения на основе криогенного расширения предусматривает охлаждение подаваемого под давлением потока исходного газа за счет теплообмена с другими технологическими потоками и/или внешними источниками охлаждения, такими как система сжатия-охлаждения пропана. При охлаждении газа жидкие составляющие могут конденсироваться и собираться в одном или нескольких сепараторах в виде жидкостей высокого давления, содержащих некоторые из требуемых С2+ компонентов. В зависимости от насыщенности газа и количества образуемых жидкостей жидкости высокого давления можно расширить до пониженного давления и фракционировать. Испарение, происходящее во время расширения жидкостей, приводит к дальнейшему охлаждению потока. В некоторых условиях может быть желательным предварительное охлаждение жидкостей высокого давления до расширения, чтобы далее понизить температуру, получаемую при расширении. Расширенный поток, содержащий смесь жидкости и пара, фракционируют в дистилляционной колонне (деметанизаторе). В этой колонне охлажденный поток(и) расширения дистиллируют для отделения остаточного метана, азота и других летучих газов в виде отводимых сверху колонны паров от требуемых С2-компонентов, С3-компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в виде кубовых (отводимых снизу колонны) жидких продуктов.A typical cryogenic expansion recovery method involves cooling a feed gas stream under pressure by heat exchange with other process streams and / or external cooling sources such as a propane compression-cooling system. During gas cooling, the liquid components can condense and collect in one or more separators in the form of high-pressure liquids containing some of the required C 2 + components. Depending on the saturation of the gas and the amount of liquids formed, high pressure liquids can be expanded to reduced pressure and fractionated. Evaporation occurring during expansion of liquids leads to further cooling of the stream. In some conditions, it may be desirable to pre-cool the high pressure fluids prior to expansion to further lower the temperature obtained by expansion. An expanded stream containing a mixture of liquid and steam is fractionated in a distillation column (demethanizer). In this column, the cooled expansion stream (s) are distilled to separate residual methane, nitrogen and other volatile gases in the form of vapors discharged from the top of the column from the required C 2 components, C 3 components and heavier hydrocarbon components in the form of bottoms (discharged from the bottom of the column) liquid products.
Если исходный газ полностью не сконденсировался (обычно так и есть), то по меньшей мере часть пара, оставшегося после частичной конденсации, можно направить через детандер (расширительную машину) или устройство, или через расширительный клапан, чтобы снизить давление, при котором дополнительные жидкости конденсируются в результате последующего охлаждения потока. Давление после расширения по существу то же, что и давление, при котором работает дистилляционная колонна. Объединенные парожидкостные фазы, получаемые в результате расширения, подают в качестве сырья в колонну. В последние годы предпочтительные способы разделения углеводородов предусматривают подачу этого расширенного парожидкостного потока в среднюю точку колонны; при этом верхняя абсорбционная секция обеспечивает дополнительную ректификацию паровой фазы. Однако существуют способы, согласно которым этот расширенный парожидкостный поток используют в качестве питания верха колонны. Обычно паровую часть расширенного потока и пар, отводимый сверху деметанизатора, объединяют в верхней сепарационной секции фракционирующей колонны в виде остаточного газа метанового продукта. Альтернативно, охлажденный и расширенный поток можно подавать в сепаратор, чтобы получить паровой и жидкий потоки, так что после этого пар объединяют с верхним погоном колонны и жидкость подают в колонну в качестве питания верха колонны.If the source gas has not completely condensed (usually it is), then at least part of the steam remaining after partial condensation can be sent through an expander (expansion machine) or device, or through an expansion valve to reduce the pressure at which additional liquids condense as a result of subsequent cooling of the stream. The pressure after expansion is essentially the same as the pressure at which the distillation column operates. The combined vapor-liquid phases resulting from the expansion are fed as feed to the column. In recent years, preferred hydrocarbon separation methods include supplying this expanded vapor-liquid stream to the midpoint of the column; while the upper absorption section provides additional rectification of the vapor phase. However, there are methods according to which this expanded vapor-liquid stream is used as power to the top of the column. Typically, the steam portion of the expanded stream and the steam discharged on top of the demethanizer are combined in the upper separation section of the fractionation column as the residual gas of a methane product. Alternatively, the cooled and expanded stream may be fed to a separator to produce vapor and liquid streams, so that steam is then combined with the overhead of the column and the liquid is fed to the column as a feed to the top of the column.
Для способов, предусматривающих верхнюю секцию ректификации, необходимо обеспечить орошающий поток для этой секции. Один из методов его осуществления заключается в отводе парового потока дистилляции из верхней секции колонны деметанизатора, его охлаждении для его частичного конденсирования путем теплообмена с другими технологическими потоками, например с частью исходного газа, который охлажден до существенной конденсации и затем расширен для дальнейшего охлаждения. Жидкость, сконденсированную из парового потока дистилляции, затем подают в деметанизатор в качестве верхнего питания.For methods involving an upper distillation section, it is necessary to provide an irrigation flow for this section. One of the methods for its implementation is to divert the steam distillation stream from the upper section of the demethanizer column, cooling it for partial condensation by heat exchange with other process streams, for example, with a part of the source gas, which is cooled to substantial condensation and then expanded for further cooling. The liquid condensed from the steam distillation stream is then fed to the demethanizer as a top feed.
Цель данного способа заключается в осуществлении разделения с получением остаточного выходящего газа, содержащего по существу весь метан исходного газа по существу без С2-компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов; и с получением нижней фракции из деметанизатора, содержащей по существу все С2-компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты по существу без метана или без более летучих компонентов, при этом выполняя технические условия производства по максимально допустимому содержанию двуокиси углерода. Изобретение обеспечивает новую установку или средство модифицирования существующей обрабатывающей установки для осуществления указанного разделения при значительно более низких капитальных затратах за счет уменьшения размера или устранения необходимости системы обработки продукта для удаления двуокиси углерода. Альтернативно, данное изобретение, либо при применении в новой установке, либо в качестве модификации существующей обрабатывающей установки, можно использовать для извлечения большего, чем в других методах обработки, количества С2-компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов в кубовом жидком продукте для данной концентрации двуокиси углерода в исходном газе.The purpose of this method is to carry out the separation to obtain a residual effluent gas containing substantially all of the methane of the feed gas, essentially without C 2 components and heavier hydrocarbon components; and obtaining a lower fraction from a demethanizer containing essentially all C 2 components and heavier hydrocarbon components essentially without methane or without more volatile components, while fulfilling the production specifications for the maximum allowable carbon dioxide content. The invention provides a new plant or a means of modifying an existing processing plant to accomplish this separation at significantly lower capital costs by reducing the size or eliminating the need for a product processing system to remove carbon dioxide. Alternatively, this invention, either when used in a new plant, or as a modification of an existing processing plant, can be used to extract more than other treatment methods, the amount of C 2 components and heavier hydrocarbon components in the bottoms liquid product for a given concentration of dioxide carbon in the feed gas.
Настоящее изобретение раскрывает усовершенствованный способ разделения газового потока, содержащего метан, С2-компоненты, С3-компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую остаточную газовую фракцию, содержащую основную часть указанного метана, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных С2-компонентов, С3-компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, в которомThe present invention discloses an improved method for separating a gas stream containing methane, C 2 components, C 3 components and heavier hydrocarbon components into a volatile residual gas fraction containing a major portion of said methane and a relatively less volatile fraction containing a major portion of said C 2 -components, C 3 -components and heavier hydrocarbon components, in which
(a) указанный поток газа обрабатывают в одной или нескольких ступенях теплообмена, чтобы получить по меньшей мере первый поток сырья, который охлажден под давлением;(a) said gas stream is treated in one or more heat transfer stages to obtain at least a first feed stream that is cooled under pressure;
(b) указанный охлажденный первый поток сырья расширяют до более низкого давления и затем подают во фракционирующую колонну в верхнюю точку питания; и(b) said cooled first feed stream is expanded to a lower pressure and then fed to a fractionation column at an upper feed point; and
(c) указанный охлажденный расширенный первый поток сырья фракционируют при указанном более низком давлении, в результате чего извлекают компоненты указанной относительно менее летучей фракции;(c) said chilled expanded first feed stream is fractionated at said lower pressure, whereby components of said relatively less volatile fraction are recovered;
где усовершенствование заключается в следующем:where the improvement is as follows:
(1) жидкий дистилляционный поток отводят из указанной фракционирующей колонны и нагревают;(1) a liquid distillation stream is withdrawn from said fractionation column and heated;
(2) указанный нагретый дистилляционный поток возвращают в более низкую точку в указанной фракционирующей колонне, которая отделена от указанной точки отвода по меньшей мере одной теоретической ступенью; и(2) said heated distillation stream is returned to a lower point in said fractionating column, which is separated from said outlet point by at least one theoretical stage; and
(3) количества и температуры указанных потоков сырья, подаваемых в указанную фракционирующую колонну, являются эффективными для поддержания температуры верха указанной фракционирующей колонны при температуре, при которой извлекают основные части компонентов в указанной относительно менее летучей фракции.(3) the amounts and temperatures of said feed streams supplied to said fractionating column are effective to maintain the top temperature of said fractionating column at a temperature at which the major parts of the components in said relatively less volatile fraction are recovered.
В другом аспекте настоящее изобретение раскрывает усовершенствованный способ разделения газового потока, содержащего метан, С2-компоненты, С3-компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую остаточную газовую фракцию, содержащую основную часть указанного метана, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных С2-компонентов, С3-компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, в которомIn another aspect, the present invention discloses an improved method for separating a gas stream containing methane, C 2 components, C 3 components and heavier hydrocarbon components into a volatile residual gas fraction containing a major portion of said methane and a relatively less volatile fraction containing a basic a portion of said C 2 components, C 3 components and heavier hydrocarbon components, in which
(a) указанный поток газа обрабатывают в одной или нескольких ступенях теплообмена и по меньшей мере в одной ступени разделения, чтобы получить по меньшей мере первый поток сырья, который охлажден под давлением, чтобы сконденсировать по существу весь поток, и по меньшей мере второй поток сырья, который охлажден под давлением;(a) said gas stream is treated in one or more heat exchange stages and at least one separation stage to obtain at least a first feed stream that is cooled under pressure to condense essentially the entire stream, and at least a second feed stream which is cooled under pressure;
(b) указанный по существу сконденсированный первый поток сырья расширяют до более низкого давления, в результате чего он дополнительно охлаждается, и затем его направляют в теплообмен с более теплым дистилляционным потоком, который поднимается от ступеней фракционирования фракционирующей колонны;(b) said substantially condensed first feed stream is expanded to a lower pressure, as a result of which it is further cooled, and then sent to heat exchange with a warmer distillation stream that rises from the fractionation stages of the fractionation column;
(c) указанный дистилляционный поток охлаждают указанным первым потоком в достаточной мере для его частичной конденсации, после чего указанный частично сконденсированный дистилляционный поток разделяют, чтобы получить указанную летучую остаточную газовую фракцию и поток орошения; при этом указанный поток орошения затем направляют в указанную фракционирующую колонну в верхнюю точку питания;(c) said distillation stream is cooled sufficiently by said first stream to partially condense it, after which said partially condensed distillation stream is separated to obtain said volatile residual gas fraction and an irrigation stream; wherein said irrigation stream is then directed to said fractionating column at a top feed point;
(d) указанный нагретый первый поток подают в указанную фракционирующую колонну в первую среднюю точку питания колонны;(d) said heated first stream is fed to said fractionating column at a first midpoint of the column feed;
(e) указанный охлажденный второй поток сырья расширяют до указанного более низкого давления и затем подают в указанную фракционирующую колонну во вторую среднюю точку питания колонны; и(e) said cooled second feed stream is expanded to said lower pressure and then fed to said fractionating column at a second midpoint of column feed; and
(f) указанный поток орошения, указанный нагретый первый поток сырья и указанный расширенный второй поток сырья фракционируют при указанном более низком давлении, в результате чего извлекают компоненты указанной относительно менее летучей фракции;(f) said irrigation stream, said heated first feed stream, and said expanded second feed stream are fractionated at said lower pressure, whereby components of said relatively less volatile fraction are recovered;
где усовершенствование заключается в следующем:where the improvement is as follows:
(1) жидкий дистилляционный поток отводят из указанной фракционирующей колонны и нагревают;(1) a liquid distillation stream is withdrawn from said fractionation column and heated;
(2) указанный нагретый дистилляционный поток возвращают в более низкую точку в указанной фракционирующей колонне, которая отделена от указанной точки отвода по меньшей мере одной теоретической ступенью; и(2) said heated distillation stream is returned to a lower point in said fractionating column, which is separated from said outlet point by at least one theoretical stage; and
(3) количества и температуры указанных потоков сырья, подаваемых в указанную фракционирующую колонну, являются эффективными для поддержания температуры верха указанной фракционирующей колонны при температуре, при которой извлекают основные части компонентов в указанной относительно менее летучей фракции.(3) the amounts and temperatures of said feed streams supplied to said fractionating column are effective to maintain the top temperature of said fractionating column at a temperature at which the major parts of the components in said relatively less volatile fraction are recovered.
В одном варианте указанных способов указанный жидкий дистилляционный поток откачивают после отвода из указанной фракционирующей колонны и указанный откаченный жидкий дистилляционный поток разделяют по меньшей мере на первую часть и вторую часть; указанную первую часть нагревают и указанную нагретую первую часть возвращают в более низкую точку в указанной фракционирующей колонне, которая отделена от указанной точки отвода по меньшей мере одной теоретической ступенью.In one embodiment of said methods, said liquid distillation stream is evacuated after being withdrawn from said fractionating column, and said evacuated liquid distillation stream is separated into at least a first part and a second part; said first part is heated and said heated first part is returned to a lower point in said fractionating column, which is separated from said withdrawal point by at least one theoretical stage.
Указанный жидкий или откаченный жидкий дистилляционный поток или указанную первую часть направляют в теплообмен с по меньшей мере частью указанного потока газа или указанных потоков сырья для обеспечения ему охлаждения и для нагревания, тем самым, указанного жидкого или откаченного жидкого дистилляционного поток или указанной первой части.Said liquid or pumped liquid distillation stream or said first part is sent to heat exchange with at least a part of said gas stream or said raw material streams to provide cooling and for heating, thereby, said liquid or pumped liquid distillation stream or said first part.
Количество и температура указанного нагретого дистилляционного потока или указанной нагретой первой части и нагревание, обеспечиваемые для указанной фракционирующей колонны, являются эффективными для поддержания температуры нижней части указанной фракционирующей колонны при температуре, при которой снижается количество двуокиси углерода, содержащейся в указанной относительно менее летучей фракции.The amount and temperature of said heated distillation stream or said heated first portion and heating provided for said fractionating column are effective to maintain the temperature of the bottom of said fractionating column at a temperature at which the amount of carbon dioxide contained in said relatively less volatile fraction is reduced.
Согласно данному изобретению было обнаружено, что извлечение C2 в объеме свыше 66% можно обеспечивать при сохранении содержания двуокиси углерода в кубовом жидком продукте в пределах технических условий и при обеспечении по существу полного удаления (выброса) метана в поток остаточного газа. Хотя данное изобретение применимо при более низких давлениях и при более высокой температуре, оно особо полезно при обработке исходных газов при давлении в интервале 600-1000 фунт/кв.дюйм или выше в условиях, когда температура верха колонны должна составлять -120°F или ниже.According to this invention, it was found that the recovery of C 2 in a volume of more than 66% can be achieved while maintaining the carbon dioxide content in the bottoms liquid product within the specifications and while ensuring substantially complete removal (emission) of methane into the residual gas stream. Although the invention is applicable at lower pressures and at a higher temperature, it is particularly useful when treating feed gases at pressures in the range of 600-1000 psi or higher under conditions where the top temperature of the column should be -120 ° F or lower .
Данное изобретение использует схему модифицированного ребойлера, которая может применяться для любого типа системы извлечения ЖКПГ. В случае типичного применения ребойлера или вспомогательного ребойлера в дистилляционной колонне весь идущий вниз жидкий поток в колонне отводят из колонны и пропускают через теплообменник, затем возвращают в колонну по существу в ту же точку колонны. В этой системе модифицированного ребойлера часть текущей вниз жидкости колонны отводят из более высокой точки колонны, т.е. из точки, которая отделена от точки возврата по меньшей мере на одну теоретическую ступень. Даже если расход жидкости может быть меньшим, она обычно намного холоднее и может иметь преимущества с точки зрения улучшения извлечения или уменьшения размера теплообменника.This invention uses a modified reboiler circuit that can be used for any type of LCPG extraction system. In the case of a typical use of a reboiler or auxiliary reboiler in a distillation column, all of the downward flowing liquid stream in the column is diverted from the column and passed through a heat exchanger, then returned to the column at substantially the same point in the column. In this modified reboiler system, a portion of the downstream fluid of the column is diverted from the higher point of the column, i.e. from a point that is separated from the return point by at least one theoretical stage. Even if the flow rate of the liquid may be lower, it is usually much colder and may have advantages in terms of improving recovery or reducing the size of the heat exchanger.
Обнаружено, что при применении данного изобретения для известных способов извлечения ЖКПГ извлечение С2-компонентов и более тяжелых компонентов повышается на один-два процента. Однако извлечение повышается в гораздо большей степени, если требуется снизить содержание двуокиси углерода в извлекаемом продукте ЖКПГ. Извлечение этана в обычной установке извлечения ЖКПГ также дает извлечение по меньшей мере части содержащейся в исходном газе двуокиси углерода, поскольку двуокись углерода, с точки зрения относительной летучести, находится между метаном и этаном. Поэтому с повышением извлечения этана также повышается извлечение двуокиси углерода в продукте ЖКПГ. При применении метода модифицированного ребойлера согласно данному изобретению авторы обнаружили, что возможно значительно повысить извлечение этана в продукте ЖКПГ по сравнению с использованием систем обычного ребойлера или вспомогательного ребойлера, когда в колонне осуществляют повторное испарение, чтобы соблюсти требуемое содержание двуокиси углерода в продукте ЖКПГ.It has been found that by applying the present invention to known methods for recovering LCGS, the recovery of C 2 components and heavier components is increased by one to two percent. However, the recovery is increased to a much greater extent if you want to reduce the carbon dioxide content in the recovered product of the LCPG. Extraction of ethane in a conventional LCPG recovery unit also provides recovery of at least a portion of the carbon dioxide contained in the feed gas, since carbon dioxide, from the point of view of relative volatility, is between methane and ethane. Therefore, with an increase in ethane recovery, carbon dioxide recovery in the LCPG product also increases. Using the modified reboiler method according to this invention, the authors found that it is possible to significantly increase the ethane recovery in the LCPG product compared to using conventional reboiler or auxiliary reboiler systems when re-evaporation is carried out in the column to maintain the required carbon dioxide content in the LCPG product.
Для лучшего понимания данного изобретения делается ссылка на приводимые ниже примеры и фигуры, на которых:For a better understanding of the present invention, reference is made to the following examples and figures, in which:
Фиг.1 - технологическая схема криогенной установки обработки природного газа согласно уровню техники;Figure 1 - technological scheme of a cryogenic installation for processing natural gas according to the prior art;
Фиг.2 - технологическая схема, иллюстрирующая, как установку обработки согласно Фиг.1 можно видоизменить в установку обработки природного газа согласно данному изобретению;FIG. 2 is a flow chart illustrating how the processing unit of FIG. 1 can be modified into a natural gas processing unit according to the present invention; FIG.
Фиг.3 - технологическая схема, иллюстрирующая альтернативное видоизменение установки согласно Фиг.1 в установку обработки природного газа согласно данному изобретению;FIG. 3 is a flow chart illustrating an alternative modification of the apparatus of FIG. 1 to a natural gas processing apparatus of the present invention; FIG.
Фиг.4 - технологическая схема, иллюстрирующая альтернативное видоизменение установки согласно Фиг.1 в установку обработки природного газа согласно данному изобретению;FIG. 4 is a flow chart illustrating an alternative modification of the apparatus of FIG. 1 to a natural gas processing apparatus of the present invention; FIG.
Фиг.5 - технологическая схема, иллюстрирующая, как альтернативный способ уровня техники можно видоизменить в установку обработки природного газа согласно данному изобретению;5 is a flow chart illustrating how an alternative prior art method can be modified into a natural gas processing unit according to the present invention;
Фиг.6 - схема, иллюстрирующая метод модифицированного ребойлера в соответствии с данным изобретением для установки обработки, причем указанный метод содержит термосифонную систему;6 is a diagram illustrating a method of a modified reboiler in accordance with this invention for installing processing, and this method contains a thermosiphon system;
Фиг.7 - схема, иллюстрирующая метод модифицированного ребойлера в соответствии с данным изобретением для установки обработки, причем указанный метод содержит систему насосной перекачки;7 is a diagram illustrating a method of a modified reboiler in accordance with this invention for installing processing, and this method contains a pumping system;
Фиг.8 - схема, иллюстрирующая метод модифицированного ребойлера в соответствии с данным изобретением для установки обработки, причем указанный метод содержит систему насосной перекачки;Fig. 8 is a diagram illustrating a method of a modified reboiler in accordance with the present invention for a processing unit, said method comprising a pumping system;
Фиг.9 - схема, иллюстрирующая метод модифицированного ребойлера в соответствии с данным изобретением для установки обработки, причем указанный метод содержит систему разделенной колонны.Fig.9 is a diagram illustrating a method of a modified reboiler in accordance with this invention for installing processing, and this method contains a split-column system.
В приводимом ниже пояснении фигур даны таблицы, в которых приведены значения расходов, вычисленные для характерных технологических условий. В этих таблицах значения расходов (фунт моль/час) для удобства округлены до ближайшего целого числа. Суммарные скорости потоков (расход) в таблицах включают все неуглеводородные компоненты и поэтому они, как правило, превышают сумму расхода потоков углеводородных компонентов. Температуры указаны в приблизительных значениях, округленных до ближайшего градуса. Необходимо отметить, что технологические расчеты, выполненные в целях сравнения иллюстрируемых на фигурах способов, основаны на предположении, что какая-либо утечка тепла из окружающей среды в процесс или, наоборот, не происходит. Качество коммерчески доступных изолирующих материалов делает это предположение очень обоснованным и специалисты в данной области техники обычно исходят из этого предположения.In the explanation of the figures below, tables are given that show the flow rates calculated for typical process conditions. In these tables, flow rates (lb mol / hour) are rounded for convenience to the nearest whole number. The total flow rates (flow rates) in the tables include all non-hydrocarbon components and therefore, as a rule, they exceed the sum of the flow rates of hydrocarbon components. Temperatures are approximate values rounded to the nearest degree. It should be noted that the technological calculations performed in order to compare the methods illustrated in the figures are based on the assumption that any leakage of heat from the environment to the process or, conversely, does not occur. The quality of commercially available insulating materials makes this assumption very reasonable and those skilled in the art will usually proceed from this assumption.
Уровень техникиState of the art
Фиг.1 иллюстрирует технологическую схему конструкции обрабатывающей установки для извлечения компонентов С2+ из природного газа с использованием известного уровня техники согласно патенту США №3292380. В этой модели способа исходный (входящий) газ поступает в установку при температуре 90∈F и под давлением 915 фунт/кв.дюйм как поток 31. Если исходный газ содержит такую концентрацию серных соединений, из-за которой потоки продукта не будут отвечать техническим условиям, то серные соединения удаляют соответствующей предварительной обработкой исходного газа (не изображено). Помимо этого, исходный поток обычно дегидрируют, чтобы исключить образование гидрата (льда) в криогенных условиях. Для этих целей обычно используют твердый осушитель.Figure 1 illustrates a process flow diagram of a processing plant for extracting C 2 + components from natural gas using the prior art according to US Pat. No. 3,293,280. In this model of the method, the source (incoming) gas enters the installation at a temperature of 90∈F and under a pressure of 915 psi as
Исходный поток 31 охлаждают в теплообменнике 10 за счет теплообмена с холодным остаточным газом при -108∈F (поток 37), жидкостями ребойлера деметанизатора при 59∈F (поток 42) и жидкостями вспомогательного ребойлера деметанизатора при 30∈F (поток 40). Необходимо отметить, что во всех случаях теплообменник 10 представляет либо несколько отдельных теплообменников, либо один многоходовой теплообменник или любое их сочетание. (Решение относительно использования более одного теплообменника для указанного охлаждения будет зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, расход входящего газа, размер теплообменника, температуры потоков и др.). Необходимо отметить также, что теплообменник 10 предназначался для использования жидкого продукта деметанизатора (поток 43а) для обеспечения охлаждения части исходного газа, но согласно приводимым ниже пояснениям этот поток слишком теплый, чтобы использоваться для этих целей. Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при -30∈F и 905 фунт/кв.дюйм, где пар (поток 32) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 35).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 поступает в детандер 14, в котором используют механическую энергию этой части сырья, имеющего высокое давление. Детандер 14 расширяет пар по существу изоэнтропно от давления, примерно 905 фунт/кв.дюйм до рабочего давления (приблизительно 315 фунт/кв.дюйм) колонны 17 деметанизатора; при этом расширение охлаждает расширенный поток 32а до температуры приблизительно -108∈F. Обычные коммерчески доступные детандеры утилизуют порядка 80-85% работы, теоретически доступной при идеальном изоэнтропном расширении. Утилизованную работу часто используют для приведения в действие центробежного компрессора (позиция 15), который можно использовать для повторного сжатия остаточного газа (потока 37а), например. Расширенный и частично сконденсированный поток 32а подают в сепарационную секцию 17а в верхней части колонны 17 деметанизатора. Разделенные там жидкости становятся верхним исходным потоком теоретической ступени 1 секции 17b деметанизатора.Steam (stream 32) from the
Жидкость (поток 35) из сепаратора 11 подвергают импульсному расширению с помощью соответствующего устройства расширения, такого как расширительный клапан 16, до рабочего давления колонны 17 деметанизатора. Во время расширения часть потока испаряется, охлаждая общий поток. В способе согласно Фиг.1 расширенный поток 35а, выходящий из расширительного клапана 16, достигает температуры -73∈F и подается в среднюю точку колонны 17 деметанизатора.The liquid (stream 35) from the
Деметанизатор 17 является обычной дистилляционной колонной с множеством вертикально, с интервалом, расположенных тарелок с одним или несколькими слоями насадки или с комбинацией тарелок и насадок. Деметанизатор может состоять из двух секций согласно распространенной практике установок обработки природного газа. Верхняя секция 17а является сепаратором, где частично сконденсировавшееся верхнее сырье (питание) делят на его соответствующие паровую и жидкую части и где пар, поднимающийся от нижерасположенной секции дистилляции или деметанизации 17b, объединяется с паровой частью верхнего сырья с образованием холодного дистилляционного потока 37 остаточного газа, который выходит сверху колонны. Нижняя, деметанизирующая, секция 17b содержит тарелки и/или насадку и эта секция обеспечивает необходимый контакт между идущими вниз жидкостями и поднимающимися вверх парами. Колонна 17 деметанизации также содержит ребойлеры, которые нагревают и испаряют части жидкостей, идущих вниз в колонне, в целях обеспечения отгоняющих паров, которые идут в колонне вверх.The
Во многих случаях температуру выходящего снизу колонны жидкого продукта (поток 43) регулируют путем обеспечения требуемого соотношения метана и этана в жидком продукте. Обычно это соотношение метана и этана составляет 0,025:1 согласно молярному составу кубового продукта. Однако в этом случае концентрация двуокиси углерода в жидком продукте будет превышать технические условия изготовителя установки по соотношению двуокиси углерода к этану 0,05:1 по молярному составу, если деметанизатор был отрегулирован для поддержания этого отношения метан:этан. Поэтому при такой работе для этой конструкции установки потребуется дополнительная система обработки для удаления двуокиси углерода из углеводородов, чтобы получить пригодный для сбыта жидкий продукт. Имеется много вариантов удаления двуокиси углерода (обработка поступающего исходного газа, обработка всего жидкого продукта, обработка этанового продукта после фракционирования и пр.), но все эти варианты будут увеличивать не только капитальные затраты установки (из-за издержек по установке системы обработки), но также и эксплуатационные расходы установки (из-за потребления энергии и химикатов системы обработки).In many cases, the temperature of the liquid product leaving the bottom of the column (stream 43) is controlled by providing the desired ratio of methane and ethane in the liquid product. Typically, this ratio of methane to ethane is 0.025: 1 according to the molar composition of the bottoms product. However, in this case, the concentration of carbon dioxide in the liquid product will exceed the specifications of the manufacturer of the installation in the ratio of carbon dioxide to ethane of 0.05: 1 in molar composition, if the demethanizer was adjusted to maintain this methane: ethane ratio. Therefore, in this operation, for this installation design, an additional processing system is required to remove carbon dioxide from hydrocarbons in order to obtain a marketable liquid product. There are many options for the removal of carbon dioxide (treatment of the feed gas, treatment of the entire liquid product, processing of the ethane product after fractionation, etc.), but all these options will increase not only the capital costs of the installation (due to the costs of installing the processing system), but also the operational costs of the installation (due to the consumption of energy and chemicals in the processing system).
Один из способов сохранения содержания этанового продукта в пределах значений технических условий по двуокиси углерода заключается в том, что деметанизатор эксплуатируют таким образом, чтобы отгонять двуокись углерода из кубового жидкого продукта путем введения дополнительного тепла из ребойлера в колонну с помощью вспомогательного ребойлера и/или ребойлера нижней части колонны согласно Фиг.1. В результате этого получают жидкий продукт (поток 43), выходящий снизу колонны при температуре 77∈F, после чего его прокачивают насосом до приблизительно около 480 фунтов/кв.дюйм (поток 43а) в насосе 20. (Давление на выходе этого насоса обычно устанавливают по конечному назначению жидкого продукта. Обычно жидкий продукт уходит на хранение после его использования для теплообмена, и давление на выходе насоса устанавливают на такое значение, чтобы предотвратить какое-либо испарение потока 43а при его нагревании до температуры окружающей среды). Но поскольку поток 43а является слишком теплым, его нельзя использовать для охлаждения исходного газа в теплообменнике 10. Соответственно, клиновая задвижка 21а должна быть закрыта, а клиновая задвижка 21b открыта для перепуска (обхода) потока вокруг теплообменника 10 и его направления непосредственно на хранение (поток 43d).One way to keep the ethane product content within the specifications of carbon dioxide is to use a demethanizer to drive carbon dioxide out of the bottoms liquid by introducing additional heat from the reboiler into the column using an auxiliary reboiler and / or lower reboiler parts of the column according to Figure 1. As a result, a liquid product is obtained (stream 43) exiting from the bottom of the column at a temperature of 77∈F, after which it is pumped to about 480 psi (
Остаточный газ (поток 37) проходит противотоком в поступающий исходный газ в теплообменнике 10, где он нагревается до 33∈F (поток 37а). Остаточный газ затем повторно сжимают в двух ступенях. Первой ступенью является компрессор 15, который приводится в действие детандером 14; и второй ступенью является компрессор 22, который приводится в действие дополнительным источником энергоснабжения. Затем поток 37с охлаждают до 120∈F холодильником 23 и продукт остаточного газа (поток 37d) подают в трубопровод готовой продукции под давлением 1015 фунт/кв.дюйм, что соответствует техническим условиям трубопровода (обычно соответствующего давлению на входе).The residual gas (stream 37) flows countercurrently to the incoming feed gas in the
Сводные значения расхода потоков и энергопотребления для способа, иллюстрируемого на Фиг.1, приводятся в таблице I.The summary values of the flow rate and power consumption for the method illustrated in FIG. 1 are given in table I.
Суммарный расход (фунт·моль/час)Table I
Total Consumption (lb mol / hour)
2865925338
28659
2786024929
27860
799409
799
3517fourteen
3517
2697725338
26977
16820
1682
Этан - 40,74%
Пропан - 85,47%
Бутаны+ - 98,09%
Мощность в л.с.
Сжатие остатка - 13296
* (на основе неокругленных значений расходов)Extract *
Ethane - 40.74%
Propane - 85.47%
Bhutans + - 98.09%
Horsepower
Compression of the remainder - 13296
* (based on unrounded expense values)
Соотношение двуокись углерода:этан в кубовом жидком продукте согласно способу, иллюстрируемому на Фиг.1, составляет 0,05:1, что соответствует техническим условиям изготовителя установки. Однако следует отметить, что соотношение метан:этан в кубовом продукте составляет 0,000003:1 по молярному составу - по сравнению с допустимым соотношением 0,025:1, что характеризует степень излишней отгонки, необходимой для регулирования содержания двуокиси углерода в жидком продукте на нужном уровне. Изучение уровней извлечения согласно Таблице 1 показывает, что рабочий способ согласно Фиг.1 для снижения содержания двуокиси углерода в этановом продукте обусловливает значительное снижение извлечения жидкостей. При работе с соотношением метан:этан, составляющим 0,025:1 в кубовом продукте, вычисления показывают, что способ согласно Фиг.1 может обеспечить извлечение этана, равное 69,64%; извлечение пропана - 96,18% и извлечение бутанов+, равное 99,66%. К сожалению, получаемое соотношение двуокись углерода:этан (0,087:1) является слишком высоким относительно техусловий изготовителя установки, когда установка эксплуатируется таким способом. Таким образом, требование по ведению способа согласно Фиг.1 для снижения концентрации двуокиси углерода в жидком продукте обусловливает снижение извлечения этана, пропана и бутанов+ на 28, 10 и 1 процент соответственно для способов известного уровня техники.The carbon dioxide: ethane ratio in the bottoms liquid product according to the method illustrated in FIG. 1 is 0.05: 1, which corresponds to the specifications of the plant manufacturer. However, it should be noted that the ratio of methane: ethane in the cubic product is 0.000003: 1 in molar composition compared to the permissible ratio of 0.025: 1, which characterizes the degree of excessive distillation necessary to control the carbon dioxide content in the liquid product at the desired level. A study of the extraction levels according to Table 1 shows that the working method according to Figure 1 for reducing the carbon dioxide content in an ethane product results in a significant reduction in the recovery of liquids. When working with a methane: ethane ratio of 0.025: 1 in a cubic product, calculations show that the method of FIG. 1 can provide ethane recovery of 69.64%; recovery of propane - 96.18% and recovery of butanes +, equal to 99.66%. Unfortunately, the resulting carbon dioxide: ethane ratio (0.087: 1) is too high relative to the specifications of the plant manufacturer when the plant is operated in this way. Thus, the requirement to conduct the method according to Figure 1 to reduce the concentration of carbon dioxide in the liquid product leads to a decrease in the extraction of ethane, propane and butanes + by 28, 10 and 1 percent, respectively, for the methods of the prior art.
В способе согласно Фиг.1 действуют два фактора, которые снижают извлечение жидкостей из нижней части колонны 17 деметанизатора, если колонна работает с регулированием содержания двуокиси углерода в жидком продукте. Во-первых, когда температура в нижней части колонны 17 деметанизатора поднимается до 77∈F за счет дополнительного испарения в колонне, тогда температуры в каждой точке колонны повышаются. Это обстоятельство снижает объем охлаждения, которое потоки жидкостей колонны (потоки 40, 42 и 43) могут обеспечивать для исходного газа в теплообменнике 10. Поэтому охлажденный исходный поток (поток 31а), входящий в сепаратор 11, является более теплым, что в свою очередь приводит к меньшему удержанию этана в колонне 17 деметанизатора. Во-вторых, более высокие температуры в нижней секции колонны 17 деметанизатора также обусловливают повышение температур в верхней секции, в результате чего в нижнюю секцию колонны 19 деметанизатора поступает меньше метанной жидкости. При последующем испарении жидкого метана с помощью дополнительного ребойлера и основного ребойлера, присоединенного к колонне 17 деметанизатора, пары метана помогают отогнать двуокись углерода из жидкостей, стекающих вниз в колонне. С уменьшением количества метана, отгоняющего двуокись углерода, в способе согласно Фиг.1 необходимо испарять больше этана в жидкостях, чтобы он служил в качестве отгоняющего газа. Поскольку значения относительной летучести двуокиси углерода и этана очень близки, пар этана является гораздо менее эффективным средством отгонки, чем пар метана, и это обстоятельство снижает эффективность отгонки в колонне и снижает извлечение.In the method of FIG. 1, there are two factors that reduce the recovery of liquids from the bottom of the
Описание изобретенияDescription of the invention
ПримерExample
На Фиг.2 представлена технологическая схема способа согласно данному изобретению. Состав исходного газа и условия способа согласно Фиг.2 те же, что и на Фиг.1. Соответственно, способ согласно Фиг.2 можно сравнивать со способом согласно Фиг.1 в целях иллюстрации преимуществ данного изобретения.Figure 2 presents the technological scheme of the method according to this invention. The composition of the source gas and the conditions of the method according to Figure 2 are the same as in Figure 1. Accordingly, the method according to FIG. 2 can be compared with the method according to FIG. 1 in order to illustrate the advantages of the present invention.
Согласно модели способа в соответствии с Фиг.2 исходный газ поступает при температуре 90∈F и под давлением 915 фунт/кв.дюйм в виде потока 31. Исходный поток 31 охлаждают в теплообменнике 10 за счет теплообмена с холодным остаточным газом при температуре -130∈F (поток 37), с жидким продуктом деметанизатора при температуре 57∈F (поток 43а), с жидкостями ребойлера деметанизатора при 33∈F (поток 42) и частью жидкостей из верхней секции колонны 17 деметанизатора при температуре -130∈F (поток 40). Охлажденный поток 31а поступает в сепаратор 11 при температуре -59∈F и под давлением 905 фунт/кв. дюйм, где пар (поток 32) отделяют от сконденсировавшейся жидкости (поток 35).According to the model of the method in accordance with FIG. 2, the feed gas enters at a temperature of 90∈F and at a pressure of 915 psi as
Сконденсировавшуюся жидкость (поток 35) из сепаратора 11 подвергают импульсному расширению с помощью соответствующего устройства расширения, такого как расширительный клапан 16, до рабочего давления (приблизительно 315 фунт/кв.дюйм) колонны 17 деметанизатора. Во время расширения часть потока испаряют, в результате чего охлаждается весь поток. В способе согласно Фиг.2 расширенный поток 35а, выходящий из расширительного клапана 16, достигает температуры -114∈F и подается в колонну 17 деметанизатора в среднюю точку колонны.The condensed liquid (stream 35) from the
Пар (поток 32) из сепаратора 11 поступает в детандер 14, в котором механическую энергию утилизуют из этой части сырья, имеющего высокое давление. Детандер 14 расширяет пар по существу изоэнтропно с давления примерно 905 фунт/кв.дюйм до рабочего давления колонны 17 деметанизатора, при этом работа расширения охлаждает расширяемый поток 32а до температуры примерно -132∈F. Расширенный и частично сконденсированный поток 32а затем подают в колонну 17 деметанизатора в качестве сырья верха колонны. Часть пара потока 32а объединяется с парами, поднимающимися с верхней ступени фракционирования колонны, и образует дистилляционный поток 37, который отводят из верхней области колонны.Steam (stream 32) from the
Жидкую часть потока 32а используют для контактирования с парами, поднимающимися с нижних ступеней фракционирования колонны 17 деметанизатора, и для разгонки нужных С2-компонентов и более тяжелых компонентов из паров и затем ее разделяют на две части. Одна часть (поток 41) с содержанием около 40% всей жидкости направляется на нижние ступени фракционирования в колонне 17 деметанизатора для последующего контактирования и разгонки паров, поднимающихся вверх.The liquid portion of
Другая часть (поток 40), содержащая остальные 60% жидкости, отводится из колонны и направляется в теплообменник 10, где она обеспечивает часть охлаждения исходного газа во время его нагревания до 30∈F и частичного испарения. Нагретый поток 40а затем подают в колонну 17 деметанизатора в среднюю точку колонны, отделенную от точки, где поток 40 был отведен из колонны, по меньшей мере одной теоретической ступенью. В этом случае частично испарившийся поток 40а поступает в ту же точку в колонне, которая использовалась для возвращения вспомогательного ребойлера (теоретическая ступень 11 в колонне 17 деметанизатора) в способе согласно Фиг.1, что эквивалентно десяти теоретическим ступеням ниже точки отвода жидкого потока в системе фракционирования (теоретическая ступень 1 в колонне 17 деметанизатора).The other part (stream 40), containing the remaining 60% of the liquid, is discharged from the column and sent to the
Поток жидкого продукта (поток 43) выходит снизу колонны 17 деметанизатора при температуре 54∈F. Этот поток откачивают до приблизительно 480 фунт/кв.дюйм (поток 43а) насосом 20 и затем направляют в теплообменник 10, где его нагревают до 72∈F, при этом он обеспечивает частичное охлаждение исходного газа, описываемое выше. Остаточный газ (поток 37) проходит противотоком в поступающий исходный газ в теплообменнике 10, где его нагревают до 58∈F (поток 37а). Остаточный газ затем повторно сжимают в две стадии компрессором 15, который приводится в действие детандером 14, и компрессором 22, который приводится в действие дополнительным источником энергоснабжения. Затем поток 37с охлаждают до 120∈F с помощью холодильника 23, и продукт остаточного газа (поток 37d) поступает в трубопровод готовой продукции под давлением 1015 фунт/кв.дюйм.The liquid product stream (stream 43) exits from the bottom of the
Сводные значения скоростей потока и потребления энергии в способе согласно Фиг.2 приводятся в таблице II.The combined values of the flow rates and energy consumption in the method according to Figure 2 are given in table II.
Суммарные расходы потоков (фунт·моль/час)Table II
Total flow rates (lb · mol / hour)
Этан - 66,58%
Пропан - 95,91%
Бутаны+ - 99,63%
Мощность в л.с.
Сжатие остатка - 15400
* (на основе неокругленных значений расходов)Extract *
Ethane - 66.58%
Propane - 95.91%
Bhutans + - 99.63%
Horsepower
Compression of the remainder - 15400
* (based on unrounded expense values)
В противоположность способу известного уровня техники согласно Фиг.1 и отношение двуокись углерода:этан (0,05:1), и отношение метан:этан (0,025:1) в кубовом жидком продукте можно регулировать по техусловиям, нужным для заказчика в способе согласно Фиг.2. Сравнение уровней извлечения согласно Таблицам I и II показывает, что данное изобретение позволяет достичь гораздо более высокой эффективности извлечения жидкостей, чем в способе согласно Фиг.1, когда его проводят таким образом, чтобы ограничить содержание двуокиси углерода в его жидком продукте. Сравнение Таблиц I и II демонстрирует, что в противоположность известному уровню техники данное изобретение повышает извлечение этана с 40,74 до 66,58%; извлечение пропана - с 85,40 до 95,91% и извлечение бутанов+ с 98,09% до 99,63%. Сравнение Таблиц I и II также демонстрирует, что более высокие выходы продукта являются не просто результатом повышения требований по мощности в л.с. (энергии). В противоположность этому при использовании данного изобретения, как в этом Примере, повышается не только извлечение этана, пропана и бутанов+ по сравнению с показателями известного уровня техники, но также и повышается эффективность извлечения жидкостей на 41% (исходя из извлеченного этана на затраченную единицу мощности в л.с.). Способ согласно Фиг.2 извлекает 0,83 галлона/час этана на единицу потребленной мощности в л.с. по сравнению с 0,59 галлона/час на единицу мощности в л. с.в способе согласно Фиг.1.In contrast to the prior art method according to FIG. 1, both the carbon dioxide: ethane ratio (0.05: 1) and the methane: ethane ratio (0.025: 1) in the bottoms liquid product can be adjusted according to the specifications required by the customer in the method according to FIG. .2. Comparison of the extraction levels according to Tables I and II shows that the present invention allows to achieve much higher liquid recovery efficiency than in the method according to Figure 1, when it is carried out in such a way as to limit the content of carbon dioxide in its liquid product. A comparison of Tables I and II demonstrates that, in contrast to the prior art, this invention improves ethane recovery from 40.74 to 66.58%; propane recovery - from 85.40 to 95.91% and butane recovery + from 98.09% to 99.63%. A comparison of Tables I and II also demonstrates that higher product yields are not just the result of increased horsepower requirements. (energy). In contrast, when using the present invention, as in this Example, not only the extraction of ethane, propane and butanes + is improved compared to the prior art, but also the efficiency of liquid recovery is increased by 41% (based on the extracted ethane per unit of power pm.). The method of FIG. 2 extracts 0.83 gallons / hour of ethane per unit of horsepower consumed. compared with 0.59 gallons / hour per unit of power in liters. C. in the method according to Figure 1.
Значительное преимущество в соответствии с данным изобретением, иллюстрируемым на Фиг.2, заключается в том, что схема модифицированного ребойлера обеспечивает более холодные жидкости в колонне для использования их для охлаждения входящих исходных потоков. За счет этого усиливают охлаждение входящего газа, так как в этом случае жидкость обеспечивает не только значительно больший объем работы, но и более низкую температуру. Одновременно в колонну 17 деметанизатора вводится большее количество метана, чем в том случае, когда в колонне осуществляют повторное испарение для соответствия содержанию двуокиси углерода. (Следует отметить, что поток 40 в способе согласно Фиг.2 содержит 1334 фунт·моль/час метана, тогда как поток 40 в способе согласно Фиг.1 содержит только 14 фунт-моль/час метана). Этот дополнительный метан, обеспечиваемый согласно способу данного изобретения в соответствии с Фиг.2, содействует отгонке двуокиси углерода из жидкостей, идущих вниз в отгоночной колонне. Количество двуокиси углерода в продукте ЖКПГ в способе согласно Фиг.2 можно регулировать путем соответствующего регулирования количества жидкости, отбираемой для подачи в систему модифицированного ребойлера, вместо того, чтобы ее направлять в ступени фракционирования в верхней секции колонны 17 деметанизатора.A significant advantage in accordance with this invention, illustrated in FIG. 2, is that the modified reboiler circuitry provides colder liquids in the column for use in cooling incoming feed streams. Due to this, the cooling of the incoming gas is enhanced, since in this case the liquid provides not only a much larger amount of work, but also a lower temperature. At the same time, a larger amount of methane is introduced into the
Другие воплощения осуществления изобретенияOther embodiments of the invention
Фиг.3 и 4 иллюстрируют технологические схемы альтернативных методов, согласно которым способ и устройство по патенту США №3292380 можно адаптировать для установок обработки природного газа согласно данному изобретению. Следует отметить, что в воплощении изобретения согласно Фиг.3 дистилляционный поток (поток 40), используемый для схемы модифицированного ребойлера, получают путем разделения жидкостей, образованных в потоке 32а во время расширения (поток 34 из сепаратора 19) вне колонны 17 деметанизатора. Это можно выполнить путем направления всего расширенного потока (поток 32а) из детандера 14 в разделительную секцию в верхней части колонны 17 деметанизатора, чтобы разделить жидкости, и затем - путем деления жидкостей, чтобы получить орошающий поток для колонны (поток 41) и дистилляционный поток для схемы модифицированного ребойлера (поток 40). Фиг.5 иллюстрирует технологическую схему, демонстрирующую, как способ и устройство согласно патенту США №4854955 можно адаптировать для установки обработки природного газа в соответствии с данным изобретением.Figures 3 and 4 illustrate flow charts of alternative methods according to which the method and apparatus of US Pat. It should be noted that in the embodiment of the invention of FIG. 3, the distillation stream (stream 40) used for the modified reboiler circuit is obtained by separating the liquids formed in
Фиг.6, 7, 8 и 9 иллюстрируют схемы, изображающие некоторые из альтернативных вариантов осуществления схемы модифицированного ребойлера. Фиг.6 иллюстрирует типичный термосифонный тип, в котором частичный поток жидкости из фракционирующей колонны 50 в ребойлер 57 можно регулировать клапаном 58 в линии 61 отбора жидкости. Часть жидкости, не отводимая из колонны, просто перетекает с вертикальной тарелки 51 на распределитель 52 для насадки (или тарелок) 53 ниже. Нагретый поток в линии 61а из ребойлера 57 возвращают во фракционирующую колонну 50 в более низкой точке, которая содержит соответствующий механизм распределения сырья, такой как вертикальная тарелка 54 или распределитель 55, для смешивания нагретого потока с идущими вниз жидкостями колонны из насадки (или тарелок) 53 и для подачи смеси в насадку (или тарелки) 56. Фиг.7 и 8 изображают типичные варианты адаптации с применением накачки, согласно которым общий идущий вниз поток жидкости отводят в линию 61 отвода жидкости и накачивают до более высокого давления насосом 60. Поток накаченной жидкости в линии 61а затем разделяют с помощью соответствующих регулирующих клапанов 58 и 59, чтобы обеспечить нужное количество жидкости в линии 62, текущей в ребойлер 57. Нагретый поток в линии 62а из ребойлера 57 возвращается во фракционирующую колонну 50 в более низкой точке, как описано для осуществления в соответствии с Фиг.6. В осуществлении согласно Фиг.7 жидкость, которая не идет в ребойлер (в линии 63), возвращается в вертикальную тарелку 51, из которой жидкость была первоначально отведена; и после этого она может перелиться с вертикальной тарелки 51 на распределитель 52 для насадки (или для тарелок) 52 ниже. В осуществлении согласно Фиг.8 жидкость, которая не течет в ребойлер (в линии 63), возвращают ниже вертикальной тарелки 51, с которой жидкость была первоначального отведена, непосредственно в распределитель 52, который подает жидкость в насадку (или в тарелки) 53 ниже. Фиг.9 иллюстрирует, как описываемая на Фиг.8 применяющая насос система может быть осуществлена в способе с применением разделенной колонны, такой как верхняя колонна 65 и нижняя колонна 50.6, 7, 8, and 9 illustrate diagrams depicting some of the alternative embodiments of a modified reboiler circuit. 6 illustrates a typical thermosiphon type in which the partial flow of liquid from the
Специалисту в данной области техники будет ясно, что данное изобретение реализует некоторые из своих преимуществ за счет обеспечения более холодного потока во вспомогательный ребойлер(ы) и/или ребойлер(ы), тем самым обеспечивая дополнительное охлаждение питания колонны. Это дополнительное охлаждение уменьшает технологические требования для данного уровня извлечения продукта, либо повышает уровни извлечения продукта для данного потребления энергии, либо обеспечивает и то, и другое. Специалисту в данной области техники будет ясно, что данное изобретение также реализует преимущества за счет введения больших количеств метана в более низкую точку в деметанизаторе, чтобы облегчить отгонку двуокиси углерода из текущих вниз жидкостей. Если для отгонки жидкостей присутствует большее количество метана, то соответственно меньшее количество этана потребуется для отгонки, обеспечивая при этом большее удержание этана в кубовом жидком продукте. Поэтому данное изобретение, как правило, применимо для любого способа в зависимости от охлаждения любого числа питающих потоков и подачи получаемого питающего потока(ов) в колонну для дистилляции.It will be clear to those skilled in the art that this invention realizes some of its advantages by providing a colder flow to the auxiliary reboiler (s) and / or reboiler (s), thereby providing additional cooling to the column power. This additional cooling reduces the technological requirements for a given level of product recovery, or increases the level of product recovery for a given energy consumption, or provides both. It will be clear to those skilled in the art that this invention also takes advantage of the introduction of large amounts of methane to a lower point in the demethanizer to facilitate the removal of carbon dioxide from downstream liquids. If a larger amount of methane is present for liquid distillation, a correspondingly lower amount of ethane will be required for distillation, while ensuring a greater retention of ethane in the bottoms liquid product. Therefore, this invention is generally applicable to any method, depending on cooling any number of feed streams and feeding the resulting feed stream (s) to a distillation column.
В соответствии с данным изобретением охлаждение питающих потоков (потоков сырья) деметанизатора можно произвести несколькими способами. В способе согласно Фиг.2, 3 и 4 холодный остаточный газ (поток 37) и жидкости деметанизатора (потоки 40, 42 и 43) используют только для охлаждения газового потока. В способе согласно Фиг.5 поток сырья 36 охлаждают и по существу конденсируют холодным остаточным газом (поток 37); отводимый сверху дистилляционной колонны пар (поток 47) охлаждают и частично конденсируют расширенным потоком 36b; причем расширенную жидкость сепаратора (поток 35а) и жидкость деметанизатора (поток 40) используют только для охлаждения газа. Однако жидкости деметанизатора можно использовать для обеспечения некоторого или всего охлаждения и для существенной конденсации потока 36 согласно Фиг.5 или для охлаждения и частичной конденсации потока 47 согласно Фиг.5 в дополнение или вместо охлаждения газового потока. При этом можно использовать любой поток с температурой ниже температуры охлаждаемого потока сырья. Например, можно отводить и использовать для охлаждения боковой погон пара из деметанизатора. Другие потенциальные источники охлаждения включают, но не ограничиваются этим, имеющие высокое давление жидкости сепаратора сверхбыстрого действия (например, как указано пунктирной линией на Фиг.3), и механические холодильные системы. Выбор источника охлаждения будет зависеть от нескольких факторов, включая, но не ограничиваясь этим, состав и состояние входящего газа, размер установки, размер теплообменника, температуру потенциального источника охлаждения и пр. Специалисту в данной области техники также будет ясно, что для обеспечения нужной температуры исходного потока можно применить любое сочетание указанных выше источников и способов охлаждения.In accordance with this invention, the cooling of the feed streams (feed streams) of the demethanizer can be done in several ways. In the method according to FIGS. 2, 3 and 4, cold residual gas (stream 37) and demethanizer liquids (
Согласно данному изобретению можно использовать внешнее охлаждение, чтобы дополнить охлаждение для входящего газа от других технологических потоков, особенно в случае исходного газа, более насыщенного, чем указано в Примере. Использование и распределение жидкостей деметанизатора для теплообмена способа и конкретную конструкцию теплообменников для охлаждения исходного газа (входящего газа) необходимо определять для каждого конкретного применения; и то же относится к выбору технологических потоков для определенных операций теплообмена.According to the present invention, external cooling may be used to supplement cooling for the inlet gas from other process streams, especially in the case of a source gas more saturated than indicated in the Example. The use and distribution of demethanizer fluids for heat transfer of the method and the specific design of heat exchangers for cooling the source gas (incoming gas) must be determined for each specific application; and the same applies to the selection of process streams for certain heat transfer operations.
Жидкость под высоким давлением согласно Фиг.5 (поток 35) можно объединить с частью пара сепаратора (поток 33), поступающего в теплообменник 12. Альтернативно, этот поток жидкости (или его часть) можно расширять с помощью соответствующего устройства расширения, такого как расширительный клапан 16, и подавать в более низкую среднюю точку колонны в дистилляционной колонне (колонна 17 деметанизатора на Фиг.5). Поток жидкости можно также использовать для охлаждения входящего (исходного) газа или других теплообменных операций до или после операции расширения перед поступлением в деметанизатор согласно Фиг.5.The high-pressure fluid of FIG. 5 (stream 35) can be combined with a portion of the steam of the separator (stream 33) entering the
Также необходимо отметить, что относительное количество сырья, находящегося в каждой линии исходных потоков колонны, будет зависеть от нескольких факторов, включая давление газа, состав исходного газа, количество тепла, которое можно экономично извлечь из сырья, и количество доступной мощности в л.с. Большее количество сырья, подаваемого в верх колонны, может повысить извлечение, при этом снизив мощность, отбираемую детандером, и тем самым повысить потребности в мощности для повторного сжатия. Увеличение сырья в нижней части колонны снижает потребление мощности, но может также снизить и извлечение продукта. Однако относительные местоположения средне-колонной подачи сырья могут изменяться в зависимости от состава на входе или от других факторов, таких как желательные уровни извлечения и количество жидкости, образуемой при охлаждении входящего газа. Помимо этого, два или более потоков сырья, или их части, можно объединить в зависимости от относительных температур и количеств отдельных потоков; и объединенный поток затем направляют в среднюю точку колонны. Фиг.2 иллюстрирует предпочтительное воплощение для показанных составов и значений давления. Несмотря на то, что отдельное расширение потока иллюстрируется в конкретных расширительных устройствах, в надлежащих случаях могут быть применены также альтернативные расширительные средства. Например, условия могут гарантировать работу расширения по существу конденсированной части потока сырья (поток 36а на Фиг.5).It should also be noted that the relative amount of raw material in each line of the column's feed flows will depend on several factors, including gas pressure, composition of the feed gas, the amount of heat that can be economically extracted from the feed, and the amount of available horsepower. More feed to the top of the column can increase recovery, while reducing the power taken by the expander, and thereby increase the power requirements for re-compression. An increase in raw materials at the bottom of the column reduces power consumption, but can also reduce product recovery. However, the relative locations of the mid-column feed can vary depending on the inlet composition or other factors, such as the desired levels of recovery and the amount of liquid formed when the incoming gas is cooled. In addition, two or more streams of raw materials, or parts thereof, can be combined depending on the relative temperatures and quantities of the individual streams; and the combined stream is then directed to the midpoint of the column. Figure 2 illustrates a preferred embodiment for the compositions and pressures shown. Although a separate expansion of the flow is illustrated in specific expansion devices, alternative expansion means may also be used, as appropriate. For example, conditions can guarantee expansion work on the substantially condensed portion of the feed stream (
Фракционирующие колонны, иллюстрируемые как единые колонны на Фиг.2-5, могут также состоять из двух секций (секция абсорбции и секция отгонки, например) из-за размера установки. Решение о конструкции фракционирующей колонны: единой (как колонна 17 на Фиг.2-5) или многосекционной будет зависеть от таких факторов, как размер установки, расстояние до производственного оборудования и др.Fractional columns, illustrated as single columns in FIGS. 2-5, may also consist of two sections (absorption section and stripping section, for example) due to the size of the installation. The decision on the design of the fractionating column: single (as
Несмотря на то, что приведенное выше описание раскрывает предпочтительные варианты воплощения изобретения, специалисту в данной области техники будет ясно, что могут быть осуществлены другие и дополнительные видоизменения, например, можно адаптировать изобретение сообразно разным условиям, типам сырья или прочим требованиям, не выходя за рамки концепции изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения.Although the above description discloses preferred embodiments of the invention, it will be clear to a person skilled in the art that other and further modifications can be made, for example, the invention can be adapted to different conditions, types of raw materials or other requirements without going beyond the concept of the invention defined by the attached claims.
Claims (24)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/677,220 | 2000-10-02 | ||
US09/677,230 US6598284B1 (en) | 1999-10-26 | 2000-10-02 | Method of preparing a system of converting tools and presetting table for working the method as well as an assembly of components for preparing an upper stripping die |
US09/677,230 | 2000-10-02 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003112686A RU2003112686A (en) | 2004-11-20 |
RU2283994C2 true RU2283994C2 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113998
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003112686/06A RU2283994C2 (en) | 2000-10-02 | 2001-09-28 | Method of treating carbon-containing gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283994C2 (en) |
-
2001
- 2001-09-28 RU RU2003112686/06A patent/RU2283994C2/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100415950B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
CN100451507C (en) | Hydrocarbon gas processing | |
JP4571934B2 (en) | Hydrocarbon gas treatment | |
US5983664A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
AU751881B2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US8919148B2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US5771712A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
AU2001294914A1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EA024075B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
EA001330B1 (en) | Process for separating hydrocarbon gas constituents | |
MX2009002053A (en) | Hydrocarbon gas processing. | |
JP2020522666A (en) | Treatment of hydrocarbon gas | |
JP2020522665A (en) | Treatment of hydrocarbon gas | |
RU2283994C2 (en) | Method of treating carbon-containing gas | |
CA3199364A1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
MXPA01005440A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
MXPA99003624A (en) | Hydrocarbon gas processing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20070130 |
|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20070306 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130929 |