СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ОБРАБОТКИ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2012 года по МПК F25J3/02 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способу и устройству, которые предназначены для обработки потока углеводородов, такого как природный газ.

Уровень техники

Известно несколько способов сжижения потока природного газа, то есть получения сжиженного природного газа (СПГ). Сжижать поток природного газа желательно по нескольким причинам. Например, легче хранить и перемещать природный газ в виде жидкости, а не в газообразной форме, так как в виде жидкости он занимает меньший объем и его не нужно хранить при больших давлениях.

В документе US 4012212 описан процесс сжижения природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, такие как этан, пропан, бутан и подобные. Компоненты, более тяжелые по сравнению с фракцией С₄, представляют собой основную проблему в любой системе сжижения, так как такие компоненты замерзают при низких температурах, тем самым засоряют оборудование для сжижения. В документе US 4012212 описана подача расширенного потока природного газа в область разделения на фракции, предназначенная для удаления потока жидких углеводородов С₅₊. Далее поток жидких углеводородов попадает в колонну дебутанизации с обратным потоком, из которой один продукт используется в качестве топлива, а другой обеспечивает обратный поток колонны.

Раскрытие сущности изобретения

Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы улучшить эффективность разделения природного газа на различные составные компоненты.

Другая цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы уменьшить капитальные затраты и/или эксплуатационные расходы сжижающей установки.

Еще одна цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы улучшить качество и/или количество природного газа, то есть метана, который подвергают сжижению в сжижающей установке.

Одна или несколько упомянутых выше целей или другие цели могут быть достигнуты в предложенном в настоящем изобретении способе обработки потока углеводородов, такого как природный газ, указанный способ включает в себя следующие этапы:

(а) обеспечивают наличие сырьевого потока углеводородов;

(б) пропускают сырьевой поток через первый сепаратор с целью получения первого газообразного потока и первого потока жидкости;

(в) пропускают первый газообразный поток с этапа (б) через сепаратор высокого давления с целью получения второго газообразного потока и второго потока жидкости;

(г) поддерживают давление первого газообразного потока (20) между этапом (б) и (в) в пределах ±1 МПа;

(д) пропускают первый поток жидкости с этапа (б) через стабилизационную колонну с целью получения третьего газообразного потока и стабилизированного конденсата; и

(е) подают второй поток жидкости с этапа (в) в стабилизационную колонну.

Достоинство настоящего изобретения заключается в том, что взаимодействие первого сепаратора, сепаратора высокого давления и стабилизационной колонны улучшает эффективность разделения потока углеводородов, такого как природный газ, на газообразный поток, который подходит для получения сжиженного природного газа, и другие компоненты.

Другое достоинство настоящего изобретения состоит в том, что не требуется отдельного разделения второго потока жидкости, полученного в сепараторе высокого давления, что уменьшает капитальные затраты и эксплуатационные расходы сжижающей установки.

Другое достоинство настоящего изобретения состоит в том, что улучшается извлечение компонент C₅₊, благодаря отсутствию сброса пентана в любой отдельной колонне (такой, как дебутанайзер), который до настоящего времени использовался для отдельного разделения второго потока жидкости.

Обрабатываемый поток углеводородов может представлять собой любой подходящий газообразный поток, но обычно он является потоком природного газа, полученным из пластов природного газа или нефтяных пластов. В качестве альтернативы поток природного газа также может быть получен из другого источника, в том числе искусственного источника, такого как процесс Фишера-Тропша.

Обычно поток природного газа, по существу, состоит из метана. Предпочтительно, чтобы сырьевой поток содержал, по меньшей мере, 60 молярных % метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 80 молярных % метана.

В зависимости от источника природный газ может содержать разные количества углеводородов, более тяжелых по сравнению с метаном, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторых ароматических углеводородов. Углеводороды, более тяжелые, чем метан, обычно необходимо извлекать из природного газа по нескольким причинам, таким как различие в температурах замерзания или сжижения, указанное различие может привести к блокированию частей установки сжижения метана. Углеводороды С_2-4 могут использоваться в качестве источника жидкостей из природного газа.

Поток природного газа также может содержать неуглеводороды, такие как Н₂О, N₂, СО₂, H₂S и другие соединения серы и подобные вещества. При желании сырьевой поток, содержащий природный газ, может быть предварительно обработан до подачи в первый сепаратор. Эта предварительная обработка может включать в себя извлечение нежелательных компонентов, таких как СО₂, H₂S, или другие этапы, такие как предварительное нагревание, предварительное повышение давления или другие. Так как эти этапы хорошо известны специалистам в рассматриваемой области, далее здесь они обсуждаться не будут.

В общем, три основных сепаратора газ/жидкость, предусмотренные настоящим изобретением, могут представлять собой любую колонну или устройство, предназначенное для разделения входного потока, по меньшей мере, на один газообразный поток и, по меньшей мере, на один поток жидкости. Также могут быть получены два или более газообразных потока и/или потока жидкости. В общем, газообразный поток будет богат метаном, а поток жидкости будет богат более тяжелыми углеводородами. По меньшей мере, один или несколько потоков жидкости, предусмотренных настоящим изобретением, могут быть использованы для получения продукта или продуктов газоконденсата.

Подходящими сепараторами являются известные сепараторы газ/жидкость, ректификационные колонны, дистилляционные колонны и скруберные колонны.

Предпочтительно, чтобы сепаратор высокого давления представлял собой дистилляционную колонну, работающую при давлении, большем 4 МПа, предпочтительно в диапазоне от 4,5 до 7 МПа. Сепараторы высокого давления известны в технике.

Стабилизационная колонна для первого и второго потоков жидкости может представлять собой любую колонну, в которой температура изменяется между верхней и нижней частью. Внизу стабилизационных колонн или рядом с их нижней частью обычно содержится некоторое нагревательное устройство или имеется доступ теплоты, например содержится ребойлер.

Предпочтительно, чтобы стабилизированный конденсат, полученный в стабилизационной колонне, содержал более 85 молярных %, более предпочтительно более 90 молярных % или даже более 99 молярных % углеводородов С₄₊.

Давление первого газообразного потока между этапами (б) и (в) поддерживают в пределах ±1 МПа, при желании в пределах ±0,5 МПа. То есть не предусмотрено никакого значительного изменения давления первого газообразного потока между первым сепаратором и сепаратором высокого давления, причем значительные изменения давления обычно создаются одним или несколькими последовательно расположенными компрессорами, клапанами или расширительными устройствами.

Поддержание давления первого газообразного потока не характерно для существующих в технике систем, в которых присутствует, по меньшей мере, один (обычно несколько) перепадов давления между сепараторами и присутствует один или несколько компрессоров и/или расширительных устройств. Например, в документе US 5502266 описан способ разделения скважинных флюидов, включающий в себя сжатие и расширение между различными сепараторами. Значительные изменения давления требуют подачи энергии (а также дополнительного оборудования, такого как компрессоры и расширители).

Настоящее изобретение значительно упрощает работу между первым сепаратором и сепаратором высокого давления, уменьшает капитальные затраты и эксплуатационные расходы, в частности общие потребности в энергии на обработку потока углеводородов от сырьевого потока до очищенного потока углеводородов, готового для охлаждения и/или сжижения.

Стабилизированный конденсат обычно является потоком из С₄ и С₅₊ (то есть бутанов, пентанов и так далее), давление пара в котором меньше 0,1 МПа при давлении окружающей среды и температуре, такой как 25°C. Следовательно, предпочтительно, чтобы стабилизационная колонна, в общем, работала при низком давлении, например находящемся в диапазоне от 0,1 до 2 МПа, и малом по сравнению с давлением в сепараторе высокого давления, в котором получают второй газообразный поток и второй поток жидкости. Когда в нижней части стабилизационной колонны или рядом с ней содержится ребойлер, то обычно в нем предусмотрен рециркуляционный поток, примерно равный потоку стабилизированного конденсата, при этом рециркуляционный поток обычно состоит из соединений С₄/С₅. Следовательно, поток конечного продукта, получающийся после стабилизационной колонны, содержит более 85 молярных % или более 90 молярных % или более предпочтительно более 95 молярных % или даже более 99 молярных % углеводородов C₅₊.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения третий газообразный поток с этапа (г) подвергают сжатию и он соединяется с первым газообразным потоком с этапа (б) до этапа (в). Таким образом, сырьевой поток, поступающий в сепаратор высокого давления, содержит увеличенное количество метана или газа, богатого метаном, обеспечивая большее количество метана во втором газообразном потоке.

Далее второй газообразный поток может быть охлажден и/или сжижен с целью получения охлажденного, предпочтительно сжиженного, потока углеводородов, такого как СПГ.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложено устройство обработки сырьевого потока углеводородов, такого как природный газ, указанное устройство содержит, по меньшей мере, следующее:

первый сепаратор, содержащий входное отверстие для сырьевого потока, первое выходное отверстие для первого газообразного потока и второе выходное отверстие для первого потока жидкости;

сепаратор высокого давления, содержащий входное отверстие для первого газообразного потока, давление которого поддерживают в пределах ±1 МПа, и первое выходное отверстие для второго газообразного потока и второе выходное отверстие для второго потока жидкости; и

стабилизационную колонну, содержащую первое входное отверстие для первого потока жидкости и второе входное отверстие для второго потока жидкости и первое выходное отверстие для третьего газообразного потока и второе выходное отверстие для стабилизированного конденсата.

Устройство, соответствующее настоящему изобретению, подходит для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению.

Предпочтительно, чтобы устройство также содержало систему сжижения или блок сжижения второго газообразного потока, полученного на первом выходном отверстии сепаратора высокого давления, упомянутый блок сжижения содержит, по меньшей мере, один криогенный теплообменник.

Далее только в качестве примера будет описан один вариант осуществления настоящего изобретения со ссылками на прилагаемый не ограничивающий изобретение чертеж, который представляет собой общую схему части установки по производству СПГ, соответствующей одному варианту осуществления настоящего изобретения.

На чертеже показана схема обработки сырьевого потока 10 углеводородов, предпочтительно сырьевого потока из природного газа сравнительно высокого давления, такого как давление, превышающее 4 МПа, предпочтительно более 5 МПа. Кроме метана, поток природного газа обычно содержит различные количества этана, пропана и более тяжелых углеводородов. Состав изменяется в зависимости от типа и расположения газа. Обычно желательно разделить поток природного газа на различные углеводородные компоненты. Этан, пропан и бутан могут быть использованы в качестве охлаждающих веществ для сжижения природного газа или возможно в качестве газового топлива или продуктов из сжиженного попутного газа. Пентаны и более тяжелые углеводороды обычно отделяют с целью получения конденсатов, которые сами по себе являются полезными товарными продуктами.

При желании сырьевой поток 10 предварительно обрабатывают, чтобы уменьшить содержание одного или нескольких веществ или соединений, таких как сера, соединения серы, углекислый газ и влажность или вода, при этом предпочтительно извлечь эти вещества полностью или практически полностью, что известно в технике.

После предварительной обработки сырьевой поток 10, содержащий природный газ, проходит через входное отверстие 42 в первый сепаратор 12, являющийся, например, сепаратором газ/жидкость. Предпочтительно, чтобы сырьевой поток 10 частично конденсировался до того, как он попадет в первый сепаратор 12.

В первом сепараторе 12 сырьевой поток 12 разделяют на первый газообразный поток 20 (извлекаемый из первого выходного отверстия 44), который, как правило, является потоком, богатым метаном, и первый поток 30 жидкости (извлекаемый из выходного отверстия 46), который, как правило, является потоком, богатым более тяжелыми углеводородами. Средняя молекулярная масса первого газообразного потока 20 обычно меньше средней молекулярной массы сырьевого потока 10, а средняя молекулярная масса первого потока 30 жидкости больше средней молекулярной массы сырьевого потока 10.

Далее первый газообразный поток 20 подают на сепаратор 14 высокого давления. Вдоль этого направления первый газообразный поток 20 может быть обработан, например, одним или несколькими блоками 24 обработки с целью извлечения одного или нескольких компонентов, таких как сера, соединения серы, углекислый газ, влажность или вода, после чего получается обработанный первый газообразный поток 20а. Эта обработка может быть альтернативой или дополнением любой упомянутой выше предварительной обработки сырьевого потока 10.

Давление первого газообразного потока 20/20а поддерживают в пределах ±1 МПа от давления сырьевого потока 10.

Первый газообразный поток 20/20а также может быть охлажден до его подачи в сепаратор 14 высокого давления. Охлаждение может быть осуществлено любым известным в технике способом. Например, первый газообразный поток 20/20а охлаждают в результате его прохождения через теплообменник 25, при этом охлаждение может быть обеспечено охлаждающим контуром 25а и/или воздушным или водяным охлаждением.

Предпочтительно, чтобы сепаратор 14 высокого давления являлся дистилляционной или скруберной колонной. В технике известно, как он функционирует и предпочтительно, чтобы он работал при давлении, большем 4 МПа, например при давлении от 4,5 до 7 МПа.

В сепараторе 14 высокого давления первый газообразный поток 20а (введенный через входное отверстие 52) разделяют на второй газообразный поток 40 (извлекаемый через первое выходное отверстие 54), который, как правило, является потоком с еще большим содержанием метана, и второй поток 80 жидкости (извлекаемый через второе выходное отверстие 56), который, как правило, является потоком более тяжелых углеводородов. Второй поток 80 жидкости, как правило, может содержать некоторую часть метана, а также более тяжелые углеводороды, в том числе некоторые или все углеводороды С_2-8.

Далее предпочтительно, чтобы второй газообразный поток 40 был сжижен посредством охлаждения с помощью одного или нескольких хладагентов 26а, например с помощью системы 26 сжижения, в результате чего получают сжиженный поток 50, такой как СПГ. При получении сжиженного природного газа сжижение может включать в себя один или несколько этапов охлаждения и/или сжижения, таких как этап предварительного охлаждения и основной этап охлаждения. При желании присутствует небольшой рециркуляционный поток 90 жидкости, направленный от системы 26 сжижения назад в сепаратор 14 высокого давления.

Предпочтительно, чтобы более 85 мас.% сырьевого потока углеводородов, такого как природный газ, было сжижено, а остаток представлял собой полностью или по существу полностью (предпочтительно более 85 молярных %, или более 90 молярных %, или более 95 молярных %, или даже более 99 молярных %) поток стабилизированного конденсата C₅₊. Таким образом, в изобретении предусмотрены только поток сжиженных углеводородов, такой как СПГ, и стабилизированный конденсат C₅₊.

Первый поток 30 жидкости, обычно содержащий смесь углеводородов C_1-8+, предпочтительно расширяют или другим образом уменьшают давление этого потока, чтобы он прошел через клапан 32, а затем его подают через входное отверстие 62 в стабилизационную колонну 16, которая предпочтительно является известной в технике стабилизационной колонной. Стабилизационная колонна 16 может работать при давлении, составляющем, например, менее 2,5 МПа, таком как 0,1-2 МПа, предпочтительно при давлении, составляющем примерно от 1 до 1,5 МПа.

В стабилизационной колонне 16 первый поток 30 жидкости разделяют на третий газообразный поток 60 (извлекаемый через первое выходное отверстие 64) и стабилизированный конденсат 70 (извлекаемый через второе выходное отверстие 66). Стабилизированный конденсат 70, по существу, содержит углеводороды С₄₊. Предпочтительно, чтобы небольшая часть (в частности, компоненты С₄) стабилизированного конденсата 70 была известным в технике образом направлена назад в стабилизационную колонну 16 в виде потока 70а из ребойлера 34. Оставшийся поток 70b из ребойлера 34 является стабилизированным конденсатом С₅₊, причем давление пара составляет менее 0,1 МПа при 25°C, указанный поток далее охлаждают в охлаждающем устройстве 36 с целью получения охлажденного результирующего потока 70с. Стабилизированный конденсат 70 может быть использован для получения известным в технике образом одной или нескольких жидкостей из природного газа.

Предпочтительно, чтобы третий газообразный поток 60 сжимали в первом компрессоре 22 с целью получения сжатого третьего газообразного потока 60а, который затем соединяют с первым газообразным потоком 20, обычно до проведения любой обработки и/или охлаждения первого газообразного потока 20.

Одна или несколько магистралей для описанных здесь потоков могут содержать клапан, такой как, например, показан для первого потока 30 жидкости и второго потока 80 жидкости.

На схеме, показанной на фиг.1, второй поток 80 жидкости, являющийся продуктом, поступающим из нижней части сепаратора 14 высокого давления, также подают в стабилизационную колонну 16 (предпочтительно с уменьшением давления, например, через клапан 38) через второе входное отверстие 68, которое может быть расположено выше или, предпочтительно, ниже первого входного отверстия 62. Такая конструкция исключает необходимость наличия каких-либо отдельных установок или необходимость отдельной обработки потока тяжелых углеводородов, полученных в скруберной колонне. В настоящем изобретении необходимость в отдельном блоке или колонне разделения на фракции отпала благодаря использованию стабилизационной колонны 16, которая обычно уже используется в установке по сжижению природного газа.

Более того, в настоящем изобретении улучшено отделение метана от природного газа, таким образом получают поток с увеличенным содержанием метана, который далее сжижают в СПГ. В первом сепараторе 12 и сепараторе 14 высокого давления осуществляют обогащение потока метана и дополнительно рециркуляцию второго потока 80 жидкости, который обычно еще содержит некоторое количество метана, позволяет частично, полностью или практически полностью отделять метан от других углеводородных компонентов стабилизированного конденсата 70 и смешивать его первым газообразным потоком 20.

Таким образом, настоящее изобретение позволяет сжижать более 90% по весу метана из исходного сырьевого потока 10 природного газа и единственным дополнительным продуктом является поток С₅₊. В общем, стабилизированный конденсат с этапа (г) полностью или в значительной степени (более 85 молярных % или более 90 молярных %) состоит из углеводородов С₅₊, которые могут быть использованы для получения конденсатов, таких как пентан, гексан и так далее.

В Таблице 1 дан общий обзор давлений и температур потоков в различных частях из примера (см. чертеж).

Таблица 1 Магистраль Температура (°C) Давление (МПа) Поток (кг·моль/с) Фаза 10 45.0 7.0 5.60 Смесь 20 44.8 6.95 5.31 Пар 20а 19.6 6.51 5.32 Смесь 30 44.8 6.95 0.17 Жидкость 40 -22.5 6.43 5.59 Пар 50 -163.0 0.1 4.79 Смесь 60 43.1 1.5 0.10 Пар 70а 232.8 1.51 0.07 Пар 70b 232.8 1.51 0.14 Жидкость 70с 45.0 1.41 0.14 Жидкость 80 6.7 6.44 0.07 Жидкость

Для сравнения было использовано такое же расположение, что и на чертеже, но в отличии от настоящего изобретения второй поток 80 жидкости был направлен в отдельную колонну дебутанизации, а не в стабилизационную колонну 16. Цифры для такой конструкции приведены ниже в таблице 2.

Ясно, что поток вдоль магистрали 20а увеличен в таблице 1 благодаря увеличению потока вдоль магистрали 60. Также в таблице 1 больше конденсатов С₅₊ вдоль магистрали 70b, упомянутые конденсаты, в общем, являются полезным продуктом, вырабатываемым сжижающими установками. Таким образом, потоки из магистралей 40 и 70b, которые являются двумя магистралями продуктов со схемы на чертеже, увеличены благодаря способу, соответствующему настоящему изобретению. Для осуществления настоящего изобретения также требуется меньше оборудования по сравнению со случаем, когда второй поток жидкости в магистрали 80 проходит по отдельной колонне.

Таблица 2 Магистраль Температура (°C) Давление (МПа) Поток (кг·моль/с) Фаза 10 45.00 7.0 5.60 Смесь 20 44.85 6.95 5.31 Пар 20а 19.59 6.51 5.30 Смесь 30 44.85 6.95 0.17 Жидкость 40 -22.96 6.435 5.52 Пар 50 -163.04 0.105 4.8 Смесь 60 57.50 1.50 0.06 Пар 70 45.00 1.464 0.11 Жидкость 80 -17.87 6.442 0.07 Жидкость

В таблице 3, приведенной ниже, содержатся некоторые сравнительные данные для различных потоков из примера на чертеже.

Специалист в рассматриваемой области легко поймет, что может быть предложено много модификаций, не выходящих за границы объема изобретения. Для примера, любые компрессоры могут подразумевать два или более этапов сжатия. Далее, любой теплообменник может содержать цепочку из теплообменников.

Специалист в рассматриваемой области также поймет, что настоящее изобретение может быть осуществлено различными путями, не выходя при этом за границы объема, который определен в прилагаемой формуле изобретения.

Таблица 3 Магистраль 10 20 30 40 50 60 70а 70b 70с 80 Состав (молярных %)                     Н₂O 2.35% 0.14% 0.20% 0.00% 0.00% 0.34% 0.02% 0.00% 0.00% 0.00% N₂ 2.91% 3.06% 0.31% 2.94% 0.82% 0.83% 0.00% 0.00% 0.00% 0.41% Н₂O 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% CO₂ 0.30% 0.31% 0.17% 0.01% 0.01% 0.29% 0.01% 0.00% 0.00% 0.00% Метан 87.64% 91.70% 24.76% 90.74% 94.28% 67.37% 0.26% 0.02% 0.02% 34.10% Этан 2.29% 2.34% 2.28% 2.70% 2.66% 6.99% 0.32% 0.04% 0.04% 4.28% Пропан 1.39% 1.35% 3.50% 2.13% 1.59% 13.00% 4.76% 0.91% 0.91% 11.24% Изобутан 0.27% 0.25% 1.21% 0.48% 0.25% 3.06% 8.90% 2.30% 2.30% 5.82% Бутан 0.55% 0.48% 3.08% 0.89% 0.38% 5.65% 28.73% 8.53% 8.53% 17.09% Изопентан 0.20% 0.16% 1.91% 0.08% 0.02% 1.38% 17.43% 7.24% 7.24% 11.51% Пентан 0.20% 0.14% 2.24% 0.03% 0.01% 1.05% 17.73% 7.70% 7.70% 11.23% С₆₊ 1.89% 0.06% 60.34% 0.00% 0.00% 0.03% 21.86% 73.27% 73.27% 4.31%

Способ обработки потока углеводородов, такого как природный газ, который включает в себя, по меньшей мере, следующие этапы: подача сырьевого потока (10) углеводородов, пропускание сырьевого потока (10) через первый сепаратор (12) с получением первого газообразного потока (20) и первого потока (30) жидкости, пропускание первого газообразного потока (20) со стадии (б) через сепаратор (14) высокого давления с получением второго газообразного потока (40) и второго потока (80) жидкости, поддерживание давления первого газообразного потока (20) между стадией (б) и (в) в пределах ±1 МПа, пропускание первого потока (30) жидкости со стадии (б) через стабилизационную колонну (16) с получением третьего газообразного потока (60) и стабилизированного конденсата (70), подача второго потока (80) жидкости со стадии (в) в стабилизационную колонну (16), сжижение второго газообразного потока (40) в системе (26) сжижения с получением сжиженного углеводородного потока (50) и подача жидкого рециркуляционного потока (90) из системы (26) сжижения назад в сепаратор (14) высокого давления. Использование изобретения позволит повысить эффективность разделения природного газа, уменьшить капитальные затраты, улучшить качество сжижаемого газа. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

1. Способ обработки потока углеводородов, такого как природный газ, отличающийся тем, что включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии:
(а) подача сырьевого потока (10) углеводородов;
(б) пропускание сырьевого потока (10) через первый сепаратор (12) с получением первого газообразного потока (20) и первого потока (30) жидкости;
(в) пропускание первого газообразного потока (20) со стадии (б) через сепаратор (14) высокого давления с получением второго газообразного потока (40) и второго потока (80) жидкости;
(г) поддерживание давления первого газообразного потока (20) между стадией (б) и (в) в пределах ±1 МПа;
(д) пропускание первого потока (30) жидкости со стадии (б) через стабилизационную колонну (16) с получением третьего газообразного потока (60) и стабилизированного конденсата (70); и
(е) подача второго потока (80) жидкости со стадии (в) в стабилизационную колонну (16);
(ж) сжижение второго газообразного потока (40) в системе (26) сжижения с получением сжиженного углеводородного потока (50); и
(з) подача жидкого рециркуляционного потока (90) из системы (26) сжижения назад в сепаратор (14) высокого давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что третий газообразный поток (60) со стадии (г) сжимают и соединяют с первым газообразным потоком (20).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый газообразный поток (20) со стадии (б) охлаждают до стадии (в).

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что первый газообразный поток (20) со стадии (б) охлаждают до стадии (в).

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед стадией (в) первый газообразный поток (20) обрабатывают с целью уменьшения содержания одного или нескольких веществ, выбранных из группы, содержащей серу, соединения серы, углекислый газ, влажности или воду.

6. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что стабилизированный конденсат (70) со стадии (д) содержит более 85 мол.%, предпочтительно более 90 мол.% углеводородов C₅₊.

7. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что единственным побочным продуктом способа является стабилизированный конденсат (70).

8. Способ по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что осуществляют сжижение более 85 вес.% сырьевого потока (10).

9. Устройство обработки сырьевого потока углеводородов, такого как природный газ, отличающееся тем, что содержит, по меньшей мере, следующее:
первый сепаратор (12), содержащий входное отверстие (42) для сырьевого потока (10), первое выходное отверстие (44) для первого газообразного потока (20) и второе выходное отверстие (46) для первого потока (30) жидкости;
сепаратор (14) высокого давления, содержащий входное отверстие (52) для первого газообразного потока (20), давление которого поддерживают в пределах ±1 МПа, и первое выходное отверстие (54) для второго газообразного потока (40) и второе выходное отверстие (56) для второго потока (80) жидкости; и
стабилизационную колонну (16), содержащую первое входное отверстие (62) для первого потока (30) жидкости и второе входное отверстие (68) для второго потока (80) жидкости и первое выходное отверстие (64) для третьего газообразного потока (60) и второе выходное отверстие (66) для стабилизированного конденсата (70);
систему (26) сжижения для сжижения второго газообразного потока (40); и рециркуляционный поток (90) из системы (26) сжижения назад в сепаратор (14) высокого давления.

10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что третий газообразный поток (60) из стабилизационной колонны (16) соединен с первым газообразным потоком (20) из первого сепаратора (12).