Способ отделения и извлечения ngl из углеводородных потоков

Данный способ включает применение нетрадиционной переработки углеводородов, например природного газа, для извлечения С 2+ и углеводородов NGL, удовлетворяющих требованиям для трубопроводов, без базовых требований высоких капитальных затрат на колонну деметанизации,которая является центральной и требуемой почти 100% современных мировых технологий извлечения NGL. Он может работать в режимах извлечения этана или отвода этана. В способе используются только теплообменники, сжатие и простые разделительные емкости для достижения удовлетворяющих требованиям NGL. В способе используется охлаждение природного газа, охлаждение расширением, разделение газового и жидкостного потоков, рециркуляция охлажденных потоков для обмена тепла и рециркуляция потоков, несущих избирательный состав,для достижения селективного извлечения углеводородов, в данном случае это NGL. Компактность и удобство этого способа делают его целесообразным в применениях при шельфовой добыче, а также в осуществлении модификации/переоборудования или разгрузки существующих материальнотехнических средств для NGL. Предполагается использование данного способа во многих самых различных способах и их вариантах. Предпосылки изобретения Данное изобретение относится к области техники извлечения менее летучих, чем метан, или извлечения С 1 компонента из смесей газ/жидкость в нефтегазовых или нефтехимических операциях. Более конкретно, в дополнение данное изобретение находится в технической области и применимо к различным областям нефтегазового производства. В предыдущем уровне техники используются сложные системы оборудования и операции для извлечения конденсата и обычно не используются способы по настоящему изобретению улучшения добывающих операций. Уровень техники Патент США 5685170 от Sorenson (11 ноября 1997 г.) раскрывает способы извлечения пропана. Увеличенное извлечение пропана, бутана и других более тяжелых компонентов, присутствующих в потоке природного газа, достигается установкой абсорбера выше по потоку от расширителя и сепаратора. Сепаратор находится ниже расширителя по потоку и возвращает жидкостной поток, полученный посредством сепаратора, обратно в абсорбер. Кроме того, извлечение пропана, бутана и других более тяжелых компонентов улучшается объединением верхнего газового потока из ректификационной колонны с верхним газовым потоком из абсорбера перед введением этого сочетания в сепаратор. Верхний газовый поток, извлеченный из сепаратора, далее перерабатывается для извлечения преимущественно метанового и этанового газового потока, в то время как нижний жидкостной поток из абсорбера далее перегоняется для образования потока, состоящего преимущественно из пропана, бутана и других тяжелых углеводородных компонентов. Альтернативные варианты осуществления включают дополнительный оросительный сепаратор в системе, или замену дополнительного абсорбера сепаратором. Патент США 7051552 от Mak (30 мая 2006 г.) раскрывает конфигурации и способы для улучшенного извлечения NGL (газоконденсатных жидкостей), как следует далее. Подаваемый газ (1) в улучшенном агрегате переработки NGL охлаждают ниже температуры окружающей среды и выше точки гидратообразования подаваемого газа для конденсации тяжелых компонентов (6) и значительной части воды (4), содержащейся в подаваемом газе. Вода (4) удаляется в сепараторе подаваемого газа (101), и сконденсировавшиеся жидкости подаются в интегрированную ректификационную отгоночную колонну(104), работающую как осушитель/деметанизатор для конденсированных жидкостей, а несконденсированная часть (5), содержащая легкие компоненты, далее осушается (106) и охлаждается перед турборасширением (23) и деметанизацией (112). Следовательно, исключается переработка тяжелых компонентов в охлажденной части, а подаваемый газ с широким диапазоном составов может эффективно перерабатываться для высокого извлечения NGL при фактически тех же рабочих условиях и оптимальной эффективности расширителя. Патент США 7051553 от Mak и соавторов (30 мая 2006 г.) обсуждает двойной дефлегмационный способ и конфигурации для улучшенного извлечения жидкостей природного газа: двухколоночный агрегат извлечения NGL включает абсорбер (110) и ректификационную колонну (140), в которой абсорбер(110) принимает два охлажденных потока возврата флегмы, при этом один поток возврата флегмы (107) содержит парообразную часть NGL и где другой поток возврата флегмы (146) содержит обедненную флегму, обеспеченную верхом (144) ректификационной колонны (140). Рассмотренные конфигурации особенно предпочтительны в усовершенствовании существующих агрегатов NGL и обычно проявляютC3 извлечение по меньшей мере 99% и С 2 извлечение по меньшей мере 90%. Патент США 7377127 от Mak (27 мая 2008 г.) раскрывает конфигурацию и способ извлеченияNGL с использованием дефлегмационного способа с абсорбцией при переохлаждении: агрегат извлечения NGL включает деметанизатор (7), в котором полученное внутри и переохлажденное отбензиненное абсорбционное масло поглощает CO2 и C2 из газового потока (11), тем самым предотвращая проблемы нарастания и замерзания, связанные с CO2, особенно если подаваемый газ имеет обработку CO2 при извлечении этана свыше 90% и извлечении пропана по меньшей мере 99%. Патент США 5992175 от Yao et al. (30 ноября 1999 г.) раскрывает увеличенное извлечение NGL с использованием охлаждения и дефлегмации из агрегатов LNG. Данное изобретение направлено на способы и аппарат для улучшения извлечения относительно менее летучих компонентов из подаваемого газа, богатого метаном, под давлением с получением продукта NGL, тогда как, в то же время, отдельно извлекая относительно более летучие компоненты, которые сжижаются с получением продукта LNG. Способы по данному изобретению улучшают разделение и эффективность в колонне извлечения NGL,сохраняя давление в колонне, с достижением эффективного и экономичного использования доступного механического охлаждения. Способы настоящего изобретения, в частности, пригодны для удаления циклогексана, бензола и других вредных, тяжелых углеводородов из подаваемого газа. Преимущества данного изобретения достигаются введением в колонну извлечения NGL улучшенного оттока жидкости,обедненной по компонентам NGL. Дальнейшие преимущества могут быть достигнуты термическим связыванием бокового испарителя для колонны извлечения NGL с верхним конденсатором для колонны очистки NGL. С использованием способов по данному изобретению легко достижимы извлечения пропана и более тяжелых компонентов свыше 95%. Краткое описание изобретения Для решения вышеупомянутых потребностей данное изобретение описывает способ с использованием неклассической переработки углеводородов, например природного газа, для извлечения С 2+ и углеводородов NGL, удовлетворяющим требованиям трубопроводной транспортировки, без базовых требований высоких капитальных затрат колонны деметанизации, которая является центральной и требуемой почти 100% современных мировых технологий извлечения NGL. Он может работать в режимах извлечения этана или отвода этана. В способе используются только теплообменники, емкости сжатия и простые емкости разделения для достижения удовлетворяющих требованиям NGL. В способе используется охлаждение природного газа, охлаждение расширением, разделение газового и жидкостного потоков, рециркуляцию охлажденных потоков для обмена тепла и рециркуляцию потоков, имеющих избирательный состав, для достижения селективного извлечения углеводородов, в данном случае это NGL. Компактность и удобство данного способа делают его целесообразным в применениях при шельфовой добыче, а также в осуществлении модификации/переоборудования или разгрузки существующих материально-технических средств для NGL. Для его применения ожидается множество самых различных способов и вариантов. Данное раскрытие описывает иную и новую методику для NGL и, таким образом, получению конденсата по сравнению с преобладающими технологиями текущего уровня техники в этой области. Данное раскрытие может исключить потребность в деметанизаторе полностью и/или, по меньшей мере, удалить его из способа так, чтобы он работал в качестве деметанизатора доочистки с пониженными нагрузками и/или более высокими извлечениями компонентов C2+/C3+ по требованию и в регулируемых и многоцелевых извлечениях. Настоящее изобретение использует уникальное сочетание последовательностей расширения/разделения/сжатия для достижения того, что обычно потребовало бы сложной колонны деметанизации высокой стоимости для выполнения такой же степени деметанизации и извлечения NGL. Данное изобретение может далее обеспечить глубокое извлечение интересующих компонентов С 2+ с помощью либо JT (дроссельного клапана), либо Turbo, либо JT/Turbo-расширителей и их различных конфигураций. Данное изобретение может быть оптимизировано и/или сконфигурировано многими универсальными методами, чтобы конкурировать с технологиями текущего уровня техники с экономией капитальных/эксплуатационных затрат. В нем могут приниматься давления источника газа в широком диапазоне при условии, что сочетания состава и сочетаний охлаждения/охлаждения расширением удовлетворяют рабочему режиму извлечения. Турборасширительные блоки могут быть заменены блоками получения конденсата на вихревой основе или на звуковой основе во всех случаях, когда для извлечений конденсата требуется охлаждение расширением или предварительное охлаждение. Данное раскрытие обеспечивает способNGL/LPG/LNG и раскрытие способа/процесса/системы/аппарата по настоящему изобретению для обеспечения упрощенного охлаждения и глубокого извлечения компонентов С 2+/C3+ из газа/смеси. Настоящее раскрытие обеспечивает способ,пригодный быть частью предварительной или переработки после предварительной LNG/газа. Данное раскрытие обеспечивает способ контроля составов различных фракций, которые отделяются и в то же время также могут удовлетворять, если требуется, содержанию С 1 (метана)0,5 об.% для требований трубопроводов NGL. Далее данное раскрытие обеспечивает способ или метод, в котором может обеспечиваться исключение/улучшение/переоборудование и/или удаление интегрированных/связанных колонн деметанизации/деэтанизации/фракционирования из текущего уровня техники и практики систем способа дляNGL/LPG/LNG. С этим способом предполагается снижение/исключение режимов и нагрузок охлаждения/подогрева/переноса деметанизатора/деэтанизатора. С этим способом или методом также предполагаются операции режима более глубокого и устойчивого к CO2 варьируемого извлечения/отвода этана. Также предполагается глубокое извлечение NGL с возможностью варьировать состав для удовлетворения требованиям добавки/добавления для характеристик/требований по TVP (истинному давлению паров)/перекачке сырой нефти. Данный способ может задействоваться с возможностью варьировать состав конденсата NGL и смешивать с сырыми нефтями очень высокой вязкости для модификации их свойств для облегчения обращения и/или для удовлетворения требованиям характеристик/требований добавки/добавления сырой нефти по TVP (истинному давлению паров)/перекачке. С использованием данного изобретения предполагается, что будет достигнуто исключение/снижение/улучшение потребностей во внешней/присоединенной системе охлаждения в системах получения NGL/LNG/газа. Данное раскрытие также обеспечивает контроль обезвоживания/точки росы/HHV экспортного/продажного/остаточного/повторно закачиваемого/повторно испаренного LNG. Данное раскрытие также дает идеи контроля добавления/снижения HHV/HV (высшей теплоты сгорания/теплоты сгорания) газовых потоков в метод обеспечивает систему начало действия/добыча на шельфе/агрегат производственной/транспортировочной/трубопроводной системы для способов NGL/LPG/LNG. Данное раскрытие также обеспечивает предварительную обработку/послеобработку/интеграциюLNG для/в системы получения/повторного испарения LNG; возможное массовое удаление H2S и/илиCO2. Дополнительно, применение данного изобретения обеспечивает средства модификации свойств тяжелой сырой нефти, чтобы сделать ее менее вязкой или с более высоким API или модификации других свойств, чтобы сделать ее более пригодной к переработке/транспортировки. В одном варианте осуществления данного изобретения описан способ отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов, включающий этапы: (а) обеспечения потока сжатого сырья, содержащего углеводороды C1, C2, С 3+; (b) охлаждения подаваемого потока в теплообменникеLNG; (с) дальнейшего охлаждения подаваемого потока из теплообменника через первую установку расширения газа; (d) разделения далее охлажденного потока в первой емкостной установке разделения газа/жидкости на газовый и жидкостной потоки; (е) перекачивания жидкостного потока (0-100%) из первой емкостной установки разделения в теплообменник для оказания эффекта охлаждения на подаваемый поток в теплообменнике; (f) рециркуляции газового потока из первой разделительной установки в теплообменник для оказания эффекта охлаждения на подаваемый поток в теплообменнике; (g) направления рециркулированного газового потока из теплообменника в первую компрессорную холодильную установку и затем сжатия и охлаждения такого газа для применения в нужном расположении: (h) направления рециркулированного жидкостного потока из теплообменника во вторую разделительную установку, в которой газ и жидкость разделяются; (i) направления газового потока из второй разделительной установки во вторую компрессорную холодильную установку и сжатия такого газового потока; (j) охлаждения газового потока из второй компрессорной холодильной установки через вторую установку расширения газа; (k) направления охлажденного потока из второй установки расширения газа в третью емкостную установку разделения; (l) рециркуляции газового потока (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую емкостную установку разделения; (m) рециркуляции газового потока (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока; (n) рециркуляции жидкостного потока (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую емкостную установку разделения; (о) рециркуляции жидкостного потока (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока; (р) рециркуляции жидкостного потока (0-100%) из третьей емкостной установки разделения во вторую емкостную установку разделения; (q) перекачивания жидкостного потока из второй емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока; (r) направления потока (0-100%) из первой смесительноразделительной установки потока в смесительное устройство или другое желаемое конечное расположение; (s) направления потока (0-100%) из первой смесительно-разделительной установки потока во вторую смесительно-разделительную установку потока; (t) направления потока (0-100%) из второй смесительно-разделительной установки потока в смесительное устройство или другое желаемое расположение; (u) перекачивания жидкостного потока (0-100%) из первой емкостной установки разделения в третий делитель потока; (v) направления жидкостного потока (0-100%) из третьего делителя потока в первую емкостную установку разделения; (w) направления жидкостного потока (0-100%) из третьего делителя потока в четвертый делитель потока; (х) направления жидкостного потока (0-100%) из третьего делителя потока в желаемое расположение; (у) направления жидкостного потока (0-100%) из четвертого делителя потока в третью емкостную установку разделения; (z) направления жидкостного потока (0100%) из четвертого делителя потока во вторую емкостную установку разделения; и (аа) направления жидких продуктов из смешивающего смесителя в желаемое расположение. Различные потоки, как показано выше, могут направляться в одно или более мест, и, следовательно,могут варьироваться от 0 до 100% в зависимости от желаемых рабочих параметров. Например, в одном из потоков рециркуляции 0% будет показывать, что данный этап был факультативным и мог не требоваться в данном конкретном рабочем режиме. В рабочих конфигурациях, в которых определенные варианты не являются необходимыми, будет понятно, что для способа не нужно требование иметь материально-технические средства для такого варианта. Для обеспечения наибольшей степени рабочей универсальности будет также понятно, что материально-техническое средство может быть оборудовано с тем,чтобы иметь доступными все варианты независимо от того, используются все эти варианты или нет. Углеводородное сырье может включать углеводородсодержащий газ, такой как природный газ. В одном варианте осуществления подаваемый поток предварительно охлаждается в установке предварительного охлаждения перед этапом охлаждения в теплообменнике. В последнем случае осуществления способа можно поток (0-100%) из первой смесительно-разделительной установки направлять для предварительного охлаждения в установку предварительного охлаждения, а затем этот поток направлять во вторую смесительно-разделительную установку потока. В установке предварительного охлаждения может быть использован внешний источник охлаждения. Теплообменник может включать один или более теплообменников, работающих совместно. В одном варианте осуществления этапы расширения осуществляют с использованием расширительных устройств, выбранных из группы, состоящей из: клапанов,турборасширителей, вихревых устройств и звуковых устройств и тому подобного. Один такой вариант включает дальнейшие этапы: (i) направления потока (0-100%) из второй смесительно-разделительной установки потока в одну или более рабочих колонн; (ii) обработку этого потока в одной или более рабочих колонн; (iii) направление обработанного потока жидкого продукта из одной или более рабочих колонн в смесительное устройство или другое желаемое конечное расположение; и (iv) направление любых остаточных потоков из одной или более рабочих колонн в желаемое расположение. Другой вариант включает дальнейшие этапы: (i) введение источника сырой нефти или других жидких углеводородов в смесительное устройство и (ii) смешивание сырой нефти с жидкими продуктами способа, присутствующими в смесительном устройстве. В одном варианте осуществления сырье сжимают до от приблизительно 2,07 МПа (изб.) (300 psig) до 8,27 МПа (изб.) (1200 psig). В другом варианте осуществления способа сырье сжимают до приблизительно 3,45 МПа (изб.) (500 psig). В другом варианте осуществления настоящего способа, где первая установка расширения газа включает первый турборасширитель, способ включает дополнительные этапы: после этапа разделения дальнейшего охлажденного потока в первой емкостной установке разделения газа/жидкости на газовый и жидкостной потоки направляют газовый поток во второй турборасширитель и затем разделяют поток из второго турборасширителя на газовый поток и дополнительный жидкостной поток, при этом дополнительный жидкостной поток направляют в соответствии с жидкостным потоком из первой емкостной установки разделения. Краткое описание графических материалов Чертеж - это технологическая схема симуляции с помощью HYSYS газоперерабатывающего агрегата в соответствии с данным изобретением. Подробное описание изобретения Со ссылкой на чертеж показана приведенная в качестве примера технологическая схема газоперерабатывающего агрегата 100, предназначенного для отделения NGL от различных газовых потоков сырья 1, 2 и/или 3. Чертеж в сочетании с таблицами, приведенными ниже, предоставляют подробную иллюстрацию всех изобретений. Потоки сырья 1, 2 и/или 3 направляются (через подходящий трубопровод) в подаваемый поток 4 А. Поток сырья 1 представляет сжатый поток газового/жидкого сырья, обедненный в содержании С 2+. Поток сырья 2 представляет сжатый поток газового/жидкого сырья, богатый в содержании С 2+. Поток сырья 3 представляет сжатый поток газового/жидкого сырья со средним содержанием С 2+. Сжатые потоки газового сырья могут происходить из любого источника природного газа или углеводородсодержащего газа. Например, потоки сырья 1, 2, 3 могут включать, например, природный газ из газовых трубопроводов, природный газ на основании получения газа, природный газ на основании материально-технических средств получения нефти и газа и другие углеводородсодержащие газовые потоки. Давление потоков сырья может быть регулируемым и переменным, для обеспечения пригодного давления для ведения способа. Одно такое пригодное давление составляет 6,32 МПа (изб.) (916 psig), как показано в одном из примеров, относящихся к потоку сырья 1. Потоки сырья 1, 2 и/или 3 (или объединенный поток сырья 4 А) могут факультативно первоначально охлаждаться пропусканием его/их через охладитель 40, снабженный оборудованием желаемых режимов охлаждения/обработки холодом. Поток 4 А/4 В направляется в теплообменник 50 (обменник LNG, холодильную камеру или другое приспособление для достижения обмена тепла). Однако, перед входом в теплообменник LNG 50 поток 4 А направляется через перекрестный обменник 42, где он охлаждается перекрестным обменом с потоками продуктов NGL 27B и/или 28 из последующих этапов способа ниже по потоку. Охлажденный поток 4 В выходит из перекрестного обменника 42 и направляется в первое входное отверстие 51 в теплообменник 50, в котором поток 4 А охлаждается через перекрестный обмен с другими технологическими потоками 10, 16 и покидает обменник через первое выходное отверстие 52 в виде охлажденного потока 5. Охлажденный поток 5 затем направляется через клапан или первую установку расширения газа 58 (или факультативно через блоки турборасширения/вихревой блок/блок звукового расширение/блок разделения) для снижения давления, где выходящий газовый поток 6 охлаждается через расширение перед входом в смеситель 59, где он может смешиваться с другими технологическими потоками 21 А и/или 22 А и/или 15 С, как может направляться в смеситель 59. V Охладитель 40 и перекрестный обменник 42 могут быть комбинированным блоком или в ином случае соприкасаются вместе, что обозначается как установка предварительного охлаждения. Смешанный газовый поток (со всей присутствующей жидкой фазой) в смесителе 59 затем направляется в виде смешанного потока 8 в сепаратор газа/жидкости 60. Смеситель 59 и сепаратор 60 могут быть комбинированным блоком или иным образом соприкасаются вместе, что обозначается как первая емкостная установка разделения. Полученный поток паров 9 выходит через газовый выход сепаратора 63 и проходит через клапан 65, где он превращается в поток 10. Как указано выше, поток паров 10 подается во второе входное отверстие 53 обменника 50, где он нагревается (через обмен его энергии холода для охлаждения теплого подаваемого потока 4 В) и выходит в виде нагретого или подогретого газового потока 11, тогда как поток 4 В выходит в виде охлажденного потока 5. Как описывается далее ниже, теплообменник 50 также вводит холодный поток 16 для обеспечения дальнейшего охлаждения подаваемого потока 4 В, при этом также подогревая поток 16. Подогретый газовый поток 11 затем направляется в газовый компрессор 66, где он сжимается в ос-4 023611 таточный сжатый газовый поток 12. Сжатый газовый поток 12 охлаждается в обменнике 67, из которого он выходит в виде сжатою остаточного газового потока 12, и направляется в желаемое расположение. Газовый компрессор 66 и обменник 67 могут работать отдельно или вместе как часть объединенного блока. также обозначаемого как первая компрессорная холодильная установка. Жидкость в сепараторе газа/жидкости 60 выходит из выхода для жидкости 64 сепаратора в виде жидкостного потока 13 и направляется в насос 68. Из насоса 68 жидкостной поток 13 направляется через выход насоса 68 А, превращаясь в поток 15, который затем направляется через факультативный клапан 69 в третье входное отверстие 55 обменника 50, где жидкостной или частично жидкостной поток 16 перекрестно обменивается с потоком 10 для дальнейшего приложения составной "энергии холода" для охлаждения подаваемого потока 4 В и затем выходит из обменника 50 через третье выходное отверстие 56 в виде подогретого потока 17. Как раскрывается ниже, поток 13 может факультативно разделяться, чтобы позволить жидкости направляться из выхода насоса 68 В в виде потока 15 А к другим участкам по способу. Подогретый поток 17 затем подается в сепараторную емкость (вторая емкостная установка разделения) 70 с другими потоками рециркуляции 23 и 15Y. Поток паров 18 выходит из сепараторной емкости 70 через выход для пара емкости 71 и направляется в устройство газового компрессора/охладителя 73,становясь потоком 19. Поток 19, в свою очередь, подается через факультативный клапан (или вторую установку расширения газа) 74 в виде потока 20 в третью емкостную установку разделения 80. Газовый компрессор 73 и клапан 74 могут работать отдельно или вместе как часть единого блока, также обозначаемого как вторая компрессорная холодильная установка. Дополнительный поток рециркуляции 15 Х также входит в емкость 80 для смешивания с потоком 19. Возвращаясь к сепаратору 60, жидкостной поток 13 может факультативно разделяться в насосе 68,чтобы позволить жидкости выводиться из выхода насоса 68 В в виде факультативного отделенного потока 15 А. Поток 15 А затем направляется в делитель (также называемый третьим делителем потока) 75, где поток 15 А может факультативно разделяться на один или более потоков рециркуляции 15 С. 15D и/или 15 Е по желанию, чтобы играть роль в извлечении С 2 и другом режиме производительности общего извлечения NGL. Факультативный отделенный поток 15 С рециркулируется обратно в смеситель 59 для использования в питании сепаратора 60 (или поток 15 С может направляться непосредственно обратно в сепаратор 60). Факультативный жидкостной поток 15 Е может направляться в любое желаемое место,включая введение в виде потока флегмы в факультативную рабочую колонну 90. раскрываемую ниже(которая может быть деметанизатором, деэтанизатором, депропанизатором или любыми их сочетаниями) для окончательной очистки или иным образом извлечения других продуктов, присутствующих в потоке. Факультативный поток рециркуляции 15D подается в делитель (также называемый четвертым делителем потока) 76, где один факультативный выходящий поток 15 Х может подаваться в емкостную установку разделения 80, как указано выше, и/или другой факультативный выходящий поток 15Y может подаваться в сепаратор 70, как указано выше. Возвращаясь к емкостной установке разделения 80, как указано выше, в емкость 80 приходит поток 20 и факультативно поток 15 Х. Жидкость и газ в емкости 80 могут подаваться на другие участки по способу. Например, жидкость из емкости 80 может факультативно рециркулироваться обратно в сепаратор 60 через жидкостной поток 22 А через смеситель 59 и поток 8 и/или факультативно рециркулироваться обратно в сепараторную емкость 70 через жидкостной поток 23. Жидкость в сепараторной емкости 70 направляется через жидкостный выход сепараторной емкости 72 через насос 77 в смеситель 78. В качестве дополнительной возможности жидкость из емкости 80 может также отводиться в направлении жидкостного потока продукта 25 через жидкостной поток 22 В в смеситель 78. Газовый поток из емкости 80 может факультативно отводиться целиком или частично в сепараторную емкость 60 через поток 21 А, смеситель 59 и поток 8, и/или может факультативно добавляться в поток продукта 25 через поток добавочного газа 21 В в смеситель 78. Как указано выше, смеситель 78 может принимать жидкостные потоки из сепаратора 70, емкости 80 и поток добавочного газа также из емкости 80. Поток, выходящий из смесителя 78, в свою очередь направляется в качестве потока сырья 26 в делитель 79. Смеситель 78 и первый делитель 79 могут работать как объединенный блок, обозначаемый как первая смесительно-разделительная установка потока. Из делителя 79 поток сырья 26 может направляться в расположение конечного применения через поток 27 А,через принимающую емкость и затем выводиться в качестве конечного потока продукта NGL-нефти 31. Поток может иметь достаточно деметанизированный состав по настоящему способу в данном документе,чтобы он мог проводиться/отводиться в виде потока 27 А к продукту или добавки к нефти по способу с выходом в виде потока продукта NGL-нефть 31. В данном режиме дальнейшего этапа изобретения предполагается, что обращаются и перерабатываются тяжелые сырые нефти с помощью модификации их свойств путем интегрирования или сопряжения, или присоединения операций по данному способу с режимами добавления и модифицирования свойств сырой нефти, как показано в данном варианте осуществления - а именно, как показано в данном примере, но не ограничиваясь, когда он модифицирует сырую нефть 19,65 API с вязкостью 39,96 сП до сырой нефти 25,62 API и вязкости 22,557 сП и все еще сохраняет сырую нефть удовлетворяющей условиям отсутствия паров для перекачки по трубопроводам - TVP 0,31 МПа (изб.) (44,4 psig) - тогда как давления в трубопроводах до 3,45 МПа (500 psig) могут позволить даже универсальность в добавлении в сырую нефть. Пропорции потока для достижения показанного примера могут быть указаны ссылкой на включенные табл. 2 и табл. 1 С. Из делителя 79 поток сырого продукта 26 может также быть рециркулирован через поток 27 В обратно через теплообменник 42, где его поток может служить для частичного охлаждения подаваемого потока 4 А и после этого подогреваться перед перенаправлением через поток 28 непосредственно в хранилище продукта или смешивание с сырой нефтью (например, через вторую смесительноразделительную установку потока 82), затем через поток 28 А, в смесительное устройство 83 и затем в поток конечного продукта NGL-нефти 31. Поток сырой нефти 30 может подаваться в смеситель 83 для смешивания с потоком продукта 28 А. Поток 28 может также быть факультативно отведен, целиком или частично, через делитель 82 в виде потока 28 В, который может далее быть направлен в колонну деметанизации или доочистки 90 или другие колонны, которые могут далее перерабатывать или доочищать поток 28 В перед переходом в поток этапа конечного продукта 28 С/смесителя 83/поток NGL-нефть 31 и головные погоны колонны или остаточные потоки из области колонны 90 могут через поток 29 интегрироваться в другие этапы способа (не показано). В данном изобретении колонна 90 является простой колонной, которая не охвачена в систему, а, скорее, работает просто для перегонки продукта в виде факультативного этапа доочистки. Деметанизаторы предыдущего уровня техники являются, по существу,связанными и центральными по сравнению с данными способами предыдущего уровня техники. Хотя смесительное устройство 83 описано как присутствующее для приема различных потоков по способу перед выгрузкой в поток конечного продукта 31, будет понятно, что этап смешивания способа является факультативным, если через вход 30 не подводится сырая нефть, и, следовательно, потоки 27 А,28 А и 28 С могут также факультативно направляться непосредственно в желаемое конечное расположение вместо прохождения через смеситель 83. Далее, в виде намерения поспособствовать развитию предыдущего уровня техники, т.е. переоборудования/повышения производительности прототипов предыдущего уровня техники, данный "прототип предыдущего уровня техники" может использоваться вместо колонны 90, к которой может отводиться поток 26 - т.е. существует спрос на поправку мощности. Поток сырого продукта 26 представляет наибольший интерес в данном раскрытии, поскольку это продукт, деметанизированный до различных уровней в различных режимах работы вышеуказанной конфигурации, находясь в диапазоне от NGL с полной деметанизацией эквивалента деметанизатора, частичной деметанизацией с большим извлечением NGL, меньшей, но существенной деметанизацией режима извлечения С 2. Например, в таких его режимах работы поток сырого продукта 26 может также быть направлен в колонну деметанизации или окончательной очистки 90 непосредственно. Имеются различные узлы, показанные на чертеже. Узел может означать любые сочетания делителя/разветвителя/смесителей и любые отдельные количества их в пределах "узла". Следуя направлению потока 26, ответвленного в колонну 90: поток 26 поступает к и на узел/делитель 79. Он может отводиться(0-100%) в поток 27 А - к смесительному устройству 83 - в виде продукта NGL; он может отводиться (0100%) в поток 27 В - к обменнику 42 - для "холодного" извлечения в факультативном обменнике 42 - т.е. охлаждения сырья; он может отводиться (0-100%) в поток 27 С - к узлу/делителю 82 - для ответвления к колонне 90. На узле/делителе 82: факультативный поток 28 и/или 27 С входит; потоки 28 и/или 27 С в сочетании или по отдельности выходят (0-100%) в виде потока 28 В и/или выходят как (0-100%) в виде потока 28 А(продукт NGL). Поток 28 В идет в факультативную колонну 90 для "доочищающей" обработки; колонна 90 производит поток продукта NGL 28C и отогнанный продукт или другой поток, называемый 29 (который может направляться в расположение назначения в пределах основного способа или любое другое желаемое расположение). Касательно сжатого потока 1 (обедненного) имеется факультативный обменник 40, который может задействовать внешние источники обработки холодом/охлаждения. Последовательность расположения может варьироваться в отношении обменника 42 и теплообменника 50 по выбору/оптимизации. Например, поток 1 - обедненный входит в отверстие в приспособлении охладителя 40. Он подвергается охлаждению в охладителе 40 от любого источника охлаждения. Поток 4 А покидает охладитель 40 в виде охлажденного потока. Работа охладителя 40 может сочетаться в любом сочетании с или в пределах перекрестного обменника 42 или обменника 50, который может аналогично сочетаться с или в пределах того же оборудования в любом сочетании, при этом одним примером является многоходовой/многопотоковый обменник. Перекрестный обменник 42 является факультативным участком оборудования, работающим в качестве обменника возврата тепла/холода. Последовательность/сочетание расположения могут варьироваться по отношению к охладителю 40 и обменнику 50 по выбору/оптимизации и с или в пределах того же оборудования в любом сочетании,при этом одним примером является многоходовой/многопотоковый обменник. Например, поток 4 А вхо-6 023611 дит в отверстие в перекрестном обменнике 42 и подвергается охлаждению от любого источника охлаждения (поток 27 В в этом случае), выходит в виде потока 4 В через отверстие как охлажденный поток. Охлаждающий поток входит в перекрестный обменник 42 через отверстие и выходит в виде потока 28 после обеспечения охлаждения потока 4 А. Работа перекрестного обменника 40 может сочетаться в любом сочетании с или в пределах охладителя 40 или обменника 50, который может аналогично сочетаться с или в пределах того же оборудования в любом сочетании, при этом одним примером является многоходовой/многопотоковый обменник. В отношении теплообменника 50, его последовательность/сочетание расположения может варьироваться по отношению к охладителю 40 и перекрестному обменнику 42 по выбору/оптимизации и с или в пределах того же оборудования в любом сочетании, при этом одним примером является многоходовой/многопотоковый обменник, а другими являются сеть/группа других обычных обменников. Здесь поток 4 В входит в отверстие 51 в теплообменнике 50 и подвергается охлаждению от любого источника(ов) охлаждения (потоки 10 и 16 в данном случае) и выходит в виде потока 5 через отверстие 52 в виде охлажденного потока. Охлаждающий поток 10 входит в теплообменник 50 через отверстие 53 и выходит в виде потока 11 через отверстие 54 после передачи части смешанного (комбинированного) охлаждения на поток 4 В. Охлаждающий поток 16 входит в теплообменник 50 через отверстие 55 и выходит через отверстие 56 в виде потока 17 после обеспечения доли смешанною (комбинированного) охлаждения на поток 4 В. Работа теплообменника 50 может быть объединенной или раздельной и конфигурироваться в любом сочетании, включая использование других потоков или источников охлаждения, которые достигнут аналогичной или производной цели охлаждения потока 4 В в одном или более оборудовании, при этом в одном примере здесь будучи многоходовым/многовходовым/многопотоковым обменником. Клапан 58 может быть JT клапаном или турборасширительной установкой (или устройствами вихревой или звуковой технологии и подобными) для обеспечения охлаждения расширением. В этом случае поток 5 входит в отверстие в клапане 58 и подвергается сбросу давления и выходит в виде потока 6 через отверстие, поток охлаждается посредством термодинамики сброса давления и расширения. Если используется турборасширитель, то мощность турбины может использоваться/интегрироваться для другого применения. Смеситель 59 является еще одним узлом, поток 5 входит в отверстие в смесителе 59. Поток 21 А,предполагаемый поток паров из емкостной установки разделения 80, входит в отверстие смесителя 59. Поток 22 А, предполагаемый жидкостной поток из емкости 80, входит в отверстие в смесителе 59. Факультативно предполагаемый жидкостной поток 15 С из узла/делителя 75 входит в отверстие в смесителе 59. Поток 8 покидает смеситель 59 в виде смеси через отверстие как поток 8. Ниже по потоку от смесителя 59 находится сепараторная емкость 60. Поток 8 входит в отверстие в сепараторе 60. Поток 9 покидает сепаратор 60 (выходное отверстие 63) как предполагаемый газовый поток 9 и затем входит в отверстие в клапане 65. Поток 13 покидает емкость 60 (через отверстие 64) как предполагаемый жидкостной поток и входит в отверстие в насосе 68. Клапан или турборасширительная установка 65 обеспечивает контроль давления выше по потоку и ниже по потоку. В этом случае поток 9 входит в отверстие в клапане 65 и выходит в виде потока 10 через отверстие как поток для обеспечения охлаждения в установке теплообменника 50. Если используется турборасширитель, то мощность турбины может использоваться/интегрироваться для другого применения. Насос 68 также служит узлом. Здесь поток 13 входит в отверстие на насосе 68; поток 15, предполагаемый жидкостной поток из насоса 68, выходит через отверстие к отверстию на клапане 69. Факультативный поток 15 А, предполагаемый жидкостной поток из насоса 68, выходит через отверстие к отверстию на делителе/узле 75. Клапан или турборасширительная установка 69 обеспечивает контроль давления выше по потоку и ниже по потоку. Здесь поток 15 входит в отверстие в клапане 69 и выходит в виде потока 16 через отверстие в качестве потока для обеспечения охлаждения в установке теплообменника 50. Если используется турборасширитель, то мощность турбины может использоваться/интегрироваться для другого применения. Выходящий из теплообменника 50 составной (объединенный) подогретый поток 11 входит в отверстие на газовом компрессоре 66. Составной (объединенный) подогретый поток 17 входит в отверстие на сепараторной емкости 70. В отношении сепараторной емкости 70 предполагаемый поток 17 из теплообменника 50 входит в отверстие на сепараторной емкости 70. Предполагаемый жидкостной поток 23 из емкостной установки разделения 80 входит в отверстие на емкости 80. Факультативный предполагаемый жидкостной поток 15Y из узла/делителя 76 входит в отверстие на сепараторной емкости 70. Поток 18 покидает сепараторную емкость 70 как предполагаемый газовый поток и входит в отверстие на газовом компрессоре 73. Поток 24 покидает сепараторную емкость 70 как предполагаемый жидкостной поток и входит в отверстие на насосе 77. В отношении компрессорной и холодильной установки 73 предполагаемый поток из сепаратора 70 входит в отверстие на компрессоре/охладителе 73. Поток 18 сжимается и охлаждается и выходит как сжатый охлажденный поток 19 из отверстия компрессорной/холодильной установки 73. Сжатый поток 19 из компрессора/охладителя 73 входит в отверстие на клапане 74. Клапан или расширительная/компрессорная установка 74 обеспечивает контроль давления выше по потоку и ниже по потоку. Здесь поток 19 входит в отверстие в клапане 74 и выходит в виде потока 20 через отверстие. Если используется турборасширитель, то мощность турбины может использоваться/интегрироваться для другого применения. Емкостная установка разделения 80 также служит в качестве узловой установки. Здесь предполагаемый поток 20 из клапана 74 входит в отверстие на емкости 80. Поток 21 А покидает емкость 80 на отверстии как предполагаемый газовый поток и входит в отверстие на смесителе 59. Предполагаемый жидкостной поток 23 выходит из отверстия на емкости 80 и входит в отверстие на сепараторе 70. Факультативный предполагаемый поток 15 Х из узла/делителя 76 входит в отверстие на емкости 80. Факультативный предполагаемый жидкостной поток 22 А выходит из отверстия на емкости 80 и входит в отверстие на смесителе 59. Факультативный предполагаемый жидкостной поток 22 В выходит из отверстия на емкости 80 и входит в отверстие на смесителе 78. Факультативный предполагаемый поток паров 21 В выходит из отверстия на емкости 80 и входит в отверстие на смесителе 78 (для дальнейшего предположения отправки в колонну 90 по желанию). Касательно насосной установки 77, поток 24 входит в отверстие на насосе 77. Поток 25, предполагаемый жидкостной поток из насоса 77 выходит через отверстие к отверстию на смесителе 78. Касательно смешивающего узла 78, потоки (и факультативные потоки) (25, 22 В, 21 В) входят в смешивающий узел 78 через отверстия. Поток 26 (предполагаемый сырой продукт NGL) покидает смеситель 78 через отверстие со входом в делительный узел 79 через отверстие. Касательно делительного узла 79, поток 26 (предполагаемый сырой продукт NGL) входит в делитель 79 через отверстие. Поток 27 А покидает делитель 79 как поток 27 А (в основном сырой продуктNGL). Как вариант, 0-100% расхода выходящих потоков делителя 79, предполагаемый поток 27 В покидает делитель 79 со входом в обменник 42 как теплообменный поток, обеспечивающий весь доступный режим охлаждения для обменника 42. Как вариант, при 0-100% расхода выходящих потоков делителя,предполагаемый поток 27 С покидает отверстие на делителе 79 и входит в отверстие на делительном узле 82. В отношении факультативного узла 82, как один вариант, поток (0-100% расхода выходящих потоков делителя 79) 27 С (предполагаемый сырой продукт NGL) входит в делитель 82 через отверстие. Как другой вариант, поток (0-100% расхода выходящих потоков делителя 79) 28, выходящий из обменника 42, входит в отверстие на делителе 82 (в основном сырой продукт NGL). Предполагаемый поток 28 А покидает делитель 82 со входом в смеситель конечного продукта 75. Как вариант, поток 28 В покидает отверстие на делителе 82 и входит в отверстие на колонне 90 (предполагаемое оборудование доочистки/извлечения, такое как деметанизатор или другая предполагаемая установка другого перерабатывающего оборудования). Колонна 90 представляет собой факультативное оборудование доочистки/извлечения, такое как деметанизатор или другая предполагаемая установка другого перерабатывающего оборудования. Как вариант, поток 28 С покидает отверстие на колонне 1 и входит в отверстие на смесителе конечного продукта 83. Предполагаемый поток(и) 29 покидает колонну 90 с включением в способ возвращения некоторых компонентов верхних погонов или может выходить в любое желаемое место назначения. Предполагается, что смеситель конечного продукта 83 принимает в отверстия потоки (и факультативные потоки) (27 А, 28 А, 28 с, "30 (сырая нефть)" и т.п.) и выходит как поток "31 NGL-нефть" путем перекачивания и/или смешивания с другими жидкими продуктами (такими как тяжелые сырые нефти, но не ограничиваясь), от которых данным изобретением предполагается, что они обеспечивают реализуемость или работоспособность. Также предполагается, что поток "31 NGL-НЕФТЬ" является только продуктом данного способа, в котором не предполагается смешивание других потоков или продуктов. В отношении делительного узла 75, факультативно, между 0-100% расхода выходящих потоков насоса 68), предполагаемый поток 15 А входит в делительный узел 75 через отверстие. Поток 27 А покидает делитель 79 как поток А 27 А (в основном сырой продукт NGL). Факультативно (0-100% расхода выходящих потоков делителя 75) предполагаемый поток 15 С покидает делитель 75 со входом в смеситель 59. Как другой вариант, 0-100% расхода выходящих потоков делителя 75, предполагаемый поток 15D покидает узел 75 со входом в делитель 76. Другой вариант включает (0-100% расхода выходящих потоков Т 3), предполагаемый поток 15 Е покидает делитель 75 со входом в желаемое местоположение для одного примера как предполагаемый отток к площади/оборудованию колонны 90. Делительный узел 76 принимает различные потоки продуктов. Например, факультативно (0-100% расхода выходящих потоков делителя 75) предполагаемый поток 15D входит в делитель 76 через отверстие. Факультативно (0-100% расхода выходящих потоков делителя 76) предполагаемый поток 15 Х покидает делитель 76 со входом в емкостную установку разделения 80. Факультативно (0-100% расхода выходящих потоков делителя 76) предполагаемый поток 15Y покидает делитель 76 со входом в сепаратор 70. Касательно установки компрессорной и охладительной системы 66, предполагаемый поток 11 из теплообменника 50 входит в отверстие предполагаемой компрессорной установки 66, которая обеспечивает газ для компрессора "остаточного газа" системы 66. Газ предполагаемого потока 11 сжимается в компрессоре 66 и покидает отверстие со входом в отверстие на теплообменнике 67 для охлаждения до предполагаемых давления и температуры в трубопроводе или при транспортировке и выходит из отверстия как предполагаемый газовый поток 12 А. Для лучшего понимания работы данного изобретения сделана ссылка на следующие таблицы в связи с технологическими схемами способа, изображенными на графических материалах. В качестве средства пояснения чертежа, предоставлены таблицы, дающие более подробное описание данных параметров для разработки и работы технологической установки. Специалистам в данной области, имеющим преимущества данного раскрытия, будет очевидно, что данное изобретение может быть реализовано через следование данному раскрытию диаграмм/фигур и прилагающимся таблицам данных. Настоящее раскрытие указывает на приемлемые допущения, обычно делаемые специалистами в данной области, включая округление данных, окружающие условия и потери тепла, не учтенные и не отображенные, но предполагаемые, где требуется. Обращаясь теперь к изобретению более подробно, на чертеже (со ссылкой на таблицы) приведены профили температуры и давления как часть данных графических материалов и соответствующих таблиц потоков. Эта информация обеспечивает специалисту в области симуляции способов HYSYS описание изобретения с тем, чтобы позволить его реализовать. Она является намного более разъясняющей и поэтому она ссылается на таблицу потоков табл. 2 для 1 С, включенную здесь для просмотра рабочих параметров расходов, давления и температуры, относящихся к каждому положению технологических потоков, на которые ссылается описание ниже. Другие варианты осуществления являются вариантами и/или вариациями этого. Таблица 1 А Результаты из симуляции табл. 1 А в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 31 NGL-нефти из симуляции табл. 1 А в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 30 сырой нефти из симуляции табл. 1 А в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Табл. 1 А (в сопряжении с технологической схемой способа чертежа) показывает извлечение NGL с использованием колонны деметанизации 90 для окончательного извлечения. В этом примере имеется 12,9% С 1 в сыром продукте NGL. После колонны 90 демонстрируется С 2 извлечение 67,03% и С 3 извлечение 93,78%. Табл. 1 А показывает частичное исполнение деметанизации при извлечении NGL - "частичное" является преднамеренным для извлечения этана - с использованием данного способа, и затем доочистка его деметанизатором. В качестве сводки примера, приведенного в сочетании с табл. 1 А и чертежом, нефть не использована. Поток продукта отведен для дальнейшей обработки в колонне. Использование некоторой вариативности функций системы для получения NGL уже вплоть до С 1=/12.9 мол.%. В этом примере отсутствует расход потока сырой нефти (расход 0,000 "молярный расход" в "30 (сырая нефть)"). Поток "31 (NGLнефть)" - это либо просто продукт NGL, либо смешанный с конечным продуктом нефти, либо как напрямую из способа по данному изобретению (называемый сырые NGL и как в потоке 26). Содержание С 1 составляет приблизительно вплоть до 12,9% или отводится через поток 28 В в устройство доочистки/колонны 90 (колонна деметанизации или другое материально-техническое средство), производя продукт NGL с требуемыми характеристиками (например, в данном случае 1 мол.% С 1). С этим примером общая полученная продуктивность составляет: С 2 извлечение 67%; С 3+ извлечение 94%+. Прод. NGL деметанизирован до 0,5 об.% С 1 с использованием оснащения колонны. Смешивание с нефтью (не применимо в этом примере). Смешивание с сырой нефтью для любого количества целей, например, но не ограничиваясь: Модификация вязкости сырой нефти от X сП до Z сП. Смешивание (добавление) как извлеченного продукта из газового потока. Таблица 1 В Результаты из симуляции табл. 1 В в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 31 NGL-НЕФТЬ из симуляции табл. 1 В в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 30 сырой нефти из симуляции табл. 1 В в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Табл. 1 В (в сопряжении с технологической схемой способа чертежа) показывает режим высокого С 2+ извлечения NGL без использования колонны деметанизации для извлечения с доочисткой в потоке и без ввода сырой нефти. Табл. 1 В показывает извлечение NGL без доочистки колонной. Табл. 1 В -1%(округленно) С 1 в сыром продукте NGL. Без использования колонны доочистки 90. Этот пример показывает эффективность данного изобретения без применения колонны деметанизации 90: С 2 извлечение 42,62%; С 3 извлечение 96,90%. Табл. 1 В показывает прямое достижение деметанизации с использованием способа по данному изобретению. В качестве сводки табл. 1 В в сочетании с чертежом, нефть не добавлялась. Колонна не использовалась. Использование некоторой вариативности функций системы для получения NGL, уже удовлетворяющих характеристикам NGL для С 1=/0,5 об. (1% С 1 моль). В этом примере отсутствует расход потока сырой нефти (расход 0,000 "молярный расход" в "30 (сырая нефть)"). Поток "31 (NGL-НЕФТЬ)" является (либо) просто продуктом NGL (или смешанным с конечным продуктом нефти одним из образов): напрямую от способа по данному изобретению (называемый сырые NGL и как в потоке 26):(в этом случае содержание С 1 уже составляет приблизительно =/1 мол.%); или(отведено непредусмотренным способом) через поток 28 В в устройство доочистки/колонны 90 (колонна деметанизации или другое материально-техническое средство), производя продукт NGL с требуемыми характеристиками (например, в данном случае 1 мол.% С 1). Общая достигнутая производительность: С 2 извлечение 43%;C3+ извлечение 97%+; продукт NGL деметанизирован до 0,5 об.% С 1 и без использования аппаратуры колонны.(Не предусмотрено в этом примере). Смешивание с сырой нефтью для любого количества целей,например, но не ограничиваясь: модификации вязкости сырой нефти от X сП до Z сП; смешивания (добавления) как извлеченного продукта из газового потока. Результаты из симуляции табл. 1 С в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 31 NGL-НЕФТИ из симуляции табл. 1 С в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Характеристики для потока 30 сырой нефти из симуляции табл. 1 В в сочетании с чертежом могут быть сведены в таблицу следующим образом: Табл. 1 С (в сопряжении с технологической схемой способа чертежа) показывает режим более низкого С 2+ извлечения NGL без использования колонны деметанизации для доочистки потока и применение действия модифицирования к сырой нефти. Данный пример показывает модификацию вязкости тяжелой сырой нефти с использованием извлеченных NGL для модификации API и вязкости тяжелой нефти. Табл. 1 С предоставляет дополнительные результаты при смешивании с нефтью, т.е. модификацию вязкости и т.п. Табл. 1 С показывает извлечение NGL без доочистки колонной, т.е. табл. 1 С - 1% (округленно) С 1 в сыром продукте NGL. Без использования колонны. Это показывает эффективность данного изобретения без применения колонны деметанизации и эффективного конкретного обеспечения продукта для добавления к потоку сырой нефти/углеводородов. И это используется в качестве примера для вышеуказанного случая прямого смешивания нефти/жидкости и показано более подробно в табл. 1 С (в сочетании с чертежом) и способ имеет много общих черт для других вариантов осуществления данного изобретения. В качестве сводки табл. 1 С в сочетании с чертежом в этом примере продукт добавляется к нефти. Этим модифицируется вязкость нефти. Нет использования колонны. Использование некоторой вариативности функций данной системы для получения NGL, уже удовлетворяющим характеристикам NGL для С 1=/0,5 об. (1% С 1 моль). В этом примере, да, имеется расход потока сырой нефти (расход 15,000 фунт-моль/ч "молярный расход" в "30 (сырая нефть)"). Поток "31 (NGL-нефть)" является (либо просто продуктом NGL или) смешанным с конечным продуктом нефти одним из образов:(непредусмотренный способ - напрямую из способа по данному изобретению (называемый сырые(и в данном случае содержание С 1 уже приблизительно =/1% мол.%) или(непредусмотренным способом отведен) через поток 28 В в материально-техническое средство доочистки/колонны 90 (колонна деметанизации или другое материально-технические средства), производя продукт NGL с требуемыми характеристиками (например, в данном случае 1 мол.% С 1). Общая достигнутая производительность: С 2 извлечение 43%; С 3+ извлечение 97%+. Прод. NGL деметанизирован с использованием системы до 0,5 об.% С 1 и без использования аппаратуры колонны. Смешано с нефтью. Смешивание с сырой нефтью для любого количества целей, например, но не ограничиваясь: модификации вязкости сырой нефти от 40 до 23 сП; смешивания (добавления) как извлеченного продукта из газового потока. Таблица 2 Обращаясь к табл. 2, там отображены характеристики температуры, давления и расхода различных потоков, упомянутых в связи с чертежом и табл. 1 С. В другом примере не оптимизированные извлечения из газа при 3,45 МПа (изб.) (500 индикаторных фунтов на кв.дюйм) располагаются следующим образом. Для богатого газа (37% С 1) С 3 извлечение составляет 98%, С 2 извлечение составляет 75%. Для бедного газа (88% С 1) С 3 извлечение составляет 95%,С 2 извлечение составляет 42%. В оптимизированной системе С 2 извлечения в оптимизированной конфигурации могут составлять вплоть до 90+% и С 3 извлечения могут составлять вплоть до приблизительно 100%. Эта оптимизированная конфигурация включает модификации к основным этапам способа от (с) до(е): (с) дальнейшее охлаждение подаваемого потока из теплообменника через первую установку расширения газа; (d) разделение далее охлажденного потока в первой емкостной установке разделения газа/жидкости на газовый и жидкостной потоки; (е) перекачивание жидкостного потока (0-100%) из первой емкостной установки разделения в теплообменник для воздействия эффекта охлаждения на подаваемый поток в теплообменнике. В этом модифицированном способе поток 5 направляется через турборасширитель, затем выходящий материал из турборасширителя разделяется на жидкую и газовую фазы. Жидкая фаза направляется в соответствии с потоком 13. Газовая фаза направляется через другой турборасширитель, выходящий материал которого направляется в еще один сепаратор. Жидкость от разделения после второго турборасширения направляется по потоку 13, газ в соответствии с потоком 9. Ввиду вышесказанного, предполагается способ извлечения NGL, который может применяться непосредственно или опосредованно для улучшения способов тяжелой сырой нефти и/или обращения, как показано в этом варианте осуществления. Предполагается новый способ извлечения NGL. Предполагается новый способ извлечения NGL с/без нового способа деметанизации. Предполагается новый способ деметанизации для способа(ов) извлечения NGL. Предполагаются дополнение дальнейшими вариантами осуществлений и демонстрация способа извлечения NGL с различными перспективами. Предполагается способ извлечения NGL/менее летучих компонентов из жидкостных потоков. Предполагается способ извлечения NGL с или без колонны деметанизации/фракционирования/ректификации. Предполагается способ глубокого извлечения NGL только с расширением JT клапаном. Предполагается способ глубокого извлечения NGL с помощью способа охлаждение расширением JT клапаном и/или турборасширением. Предполагается устойчивый к CO2 способ извлечения NGL. Предполагается способ извлечения NGL глубокого извлечения с С 2+ извлечением. Предполагается способ извлечения NGL глубокого извлечения с С 2+ отклонением. Предполагается предварительная обработка перед LNG в способе извлечения NGL. Предполагается способ извлечения NGL после получения LNG на приемной стороне с и/или этапами газификации LNG. Предполагается способ извлечения NGL и газификации LNG. Предполагается способ извлечения NGL с источником подаваемого газа низкого давления. Предполагается способ извлечения NGL с источником подаваемого газа высокого давления. Предполагается способ извлечения NGL с внешним охлаждением. Предполагается способ извлечения NGL без внешнего охлаждения. Предполагается способ извлечения NGL для удержания богатых менее летучим содержимым газов/жидкостей. Предполагается способ извлечения NGL для удержания бедных менее летучим содержимым газов/жидкостей. Предполагается способ извлечения NGL и смесь NGL или их смеси с другими жидкостями способа, как в одном примере жидкостей сырой нефти, удовлетворяющая характеристикам трубопровода или критериям перекачивания, или падения давления, или многофазным критериям. Предполагается способ извлечения NGL, удовлетворяющий некоторым требованиям технологического потока по CO2 в либо отклонении, либо отделении CO2 от потока NGL. Предполагаются ожидаемые и другие непредвиденные преимущества данного нового способа NGL и деметанизации, отличного от технологий текущего уровня техники. Данное изобретение направлено на способ или метод, или систему, или улучшения, что применимо для охватывания любой описанной особенности, либо индивидуально, либо в сочетании с любой особенностью, в любой конфигурации или индивидуальных этапах или способах или сочетании индивидуальных этапов или способов для разработки оборудования, работы, разделения или извлечения компонентов различных летучестей из природного газа (LNG) или любой другой смеси углеводородов или других жидкостных смесей в жидкой фазе. Данное изобретение обеспечивает неклассический способ варьирования углеводородных составов в различных потоках. Данное изобретение включает способ отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов; и, не ограничиваясь, более конкретно менее летучих углеводородов от газовых потоков с компонентами более летучих углеводородов; Изобретение также направлено на компоненты NGL из бедного компонентами NGL углеводородного газа. Данное изобретение применяется для получения преимущественно стабилизированного конденсата,один конденсат является NGL, одни NGL различаются в компоненте этане (С 2), компонент С 2 варьируется для получения NGL с количествами С 2 на основе "извлечения этана" или "отклонения этана" Данное изобретение обеспечивает способ неклассическими средствами для отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов. Этот способ в частности не зависит от степеней свободы по способу, в основном привязанного к традиционной колонне. Способ не привязан к применению традиционной колонны для извлечения NGL из потока(ов) углеводородных жидкостей. Способ не привязан к применению традиционной колонны для преимущественного извлеченияNGL с функцией извлечения этана или отклонения этана. Данное изобретение также описывает способ получения NGL (или конденсата) трубопроводных характеристик; способ получения деметанизированных NGL (или конденсата); способ получения деметанизированных NGL (или конденсата) для улучшения сырой нефти; способ введения деметанизированныхNGL (или конденсата) с пригодным TVP в трубопроводы, переносящие жидкие углеводороды; способ обеспечения продукта для улучшения производительности трубопроводов, переносящих углеводороды, в одном случае более конкретно снижения потенциала трубопроводов многофазных (газа и жидкости(ей потоков к таковым поточных линий преимущественно жидкостного режима течения; в другом случае более конкретно снижения потенциала поточных линий высокой вязкости до поточных линий, несущих поток более низкой вязкости. Изобретение также включает способ, по существу, в который вводятся этапы способа, обеспечивающие способ полного отделения желаемого углеводорода; способ, по существу, в который вводятся этапы способа для улучшения способа(ов) разделения углеводородов. Изобретение также направлено на способ, по существу, в который вводятся этапы способа, пригодные для улучшения способа традиционной переработки углеводородов и не только; более конкретно способов отделения NGL; более конкретно способа, устойчивого к CO2; более конкретно способов извлечения этана; более конкретно способов отклонения этана; более конкретно способов контроля степени нагрева продукта технологического потока; более конкретно способов варьирования компонентов углеводородного продукта; более конкретно способов деметанизации продукта. Также раскрыт способ, по существу, в который вводятся этапы способа, пригодные для способов отделения конкретного отдельного углеводородного компонента. Дополнительно, данное раскрытие также описывает способ, по существу, в который вводятся этапы способа, пригодные с или для традиционных способов разделения углеводородов; в одном случае в частности вводя средства обеспечения подаваемого потока продукта, изменяющего эффективность/производительность традиционного способа извлечения NGL с колонной; в одном случае, в частности. вводя средства обеспечения технологических потоков для интегрирования с традиционным способом(ами) извлечения углеводородов с колонной(ами); в одном случае в частности применяя традиционную колонну (или колонны) в качестве дополнительного этапа к способу; в одном случае более конкретно применяя традиционную колонну (или колонны) для доводки потока продукта. Данное раскрытие далее обеспечивает способ, предоставляющий средства введения подаваемого потока для переработки, менее требовательного к технологическим коммуникациям и/или менее требовательного к производительности технологического оборудования. Данное раскрытие также направлено на способ отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов; и, но не ограничиваясь, более конкретно более тяжелых углеводородов от газовых потоков с более легкими углеводородными компонентами; и более конкретно компонентов NGL от бедного компонентами NGL углеводородного газа; производя преимущественно стабилизированный конденсат; более конкретно конденсат, являющийся NGL; более конкретно NGL, варьирующиеся в компоненте этане (С 2); более конкретно компонент С 2 варьируется для получения NGL с количествами С 2 на основе "извлечения этана" или "отклонения этана"; в частности, неклассический способ варьирования углеводородных составов в различных потоках; более конкретно способ с неклассическими средствами для отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов; более конкретно способ с неклассическими средствами для отделения менее летучих углеводородов С 2+ от более летучих углеводородов; более конкретно независимый от степеней свободы по способу, преимущественно привязанного к традиционной колонне; более конкретно не привязанного к применению традиционной колонны для извлечения NGL из потока углеводородной жидкости(ей); более конкретно не привязанного к применению традиционной колонны для преимущественного извлечения NGL с функцией извлечения этана или отклонения этана. Данное раскрытие также обеспечивает способ получения NGL (или конденсата) трубопроводных характеристик; способ получения деметанизированных NGL; способ получения деметанизированныхNGL для улучшения сырой нефти; способ введения деметанизированных NGL с пригодным TVP в трубопроводы, переносящие жидкое углеводороды; для улучшения производительности жидкостных трубопроводов, переносящих углеводороды; в одном случае более конкретно снижая потенциал трубопроводов многофазного потока к таковым поточных линий преимущественно жидкостного режима течения; в другом случае более конкретно снижая потенциал поточных линий высокой вязкости до поточных линий, несущих поток более низкой вязкости; способ, по существу, в который вводятся этапы способа,обеспечивающие способ полного отделения желаемого углеводорода; способ, по существу, в который вводятся этапы способа для улучшения способа(ов) разделения углеводородов; способ, по существу, в который вводятся этапы способа, пригодные для улучшения способа традиционной переработки углеводородов; более конкретно способов отделения NGL; более конкретно способов извлечения этана, более конкретно способов отклонения этана; более конкретно способов деметанизации; более конкретно способов отделения конкретного углеводородного компонента; способ, способствующий увеличению производительности переработки NGL оснащения извлечения NGL; способ, снижающий содержание метана газовых конденсатов; способ, способный снижать содержание более летучих компонентов потоков продукта в углеводородных способах; этапы способа, способные снизить содержание более летучих компонентов потоков продукта в углеводородном способе(ах). Данное раскрытие также относится к способу и этапам способа для разделения углеводородов; спо- 15023611 собу и этапам способа управления термодинамикой равновесия способа; способу и этапам способа селективного увеличения углеводородных компонентов в потоках продукта; способу и этапам способа для практически безграничного варьирования составов углеводородных смесей для получения предпочитаемых сдвигов компонентов углеводородной смеси; способу и этапам способа для предпочитаемого сдвига концентраций углеводородного компонента в пределах способа; способу и этапам способа для предпочитаемого сдвига концентраций углеводородного компонента с получением желаемых характеристик конечного продукта; способу, но не ограничиваясь, обеспечивающему более конкретно в данном случае средства для отделения, по меньшей мере, метана от углеводорода(ов), менее летучих, чем метан; более конкретно в этом одном случае на поток продукта с метаном, бедный углеводородом(ами), менее летучими, чем метан, и другой углеводородный продукт(ы), бедный метаном и обогащенный углеводородом(ами), менее летучими, чем метан; более конкретно в данном случае рассмотрен способ извлеченияNGL; более конкретно в данном случае способ деметанизации; более конкретно способ, обеспечивающий доступную вариабельность или выбор извлекать NGL с извлечением этана; более конкретно способ,обеспечивающий доступную вариабельность или выбор извлекать NGL с отклонением этана; охватывая параметры этапов (давления, температуры, расходы), более конкретно предоставленные табл. 2, которую может воспроизвести специалист в данной области:(а) подаваемый поток охлаждается в теплообменнике(ах) и расширяется, что приводит к дальнейшему охлаждению через эффект Джоуля-Томпсона, и полученный равновесный поток(и) разделяются на газ и жидкость;(b) (от 0 до 100%) жидкостного потока(ов), полученные на этапе (а), подаются в холодный подаваемый поток(и) из этапа (а);(с) (от 0 до 100%) газового потока(ов), полученные на этапе (а), подаются в холодный подаваемый поток(и) из этапа (а);(d) другие (от 0 до 100%) жидкостного потока(ов) из этапа (b) и его возможные ответвления направляются к другим этапам ниже по потоку или выше по потоку от положения для достижения вариабельности раскрываемого способа по данному изобретению;(d) жидкостной поток из этапа (b) обеспечивает охлаждение подаваемому потоку из этапа (а) и по способу подогревается;(е) поток из этапа (d) разделяется на равновесные потоки газа и жидкости;(f) газовый поток из этапа (е) сжимается и охлаждается в охлажденный сжатый поток;(g) сжатый поток из этапа (f) расширяется для охлаждения и разделяется на равновесные потоки газа и жидкости;(h) (0-100%) величина газового потока из этапа (g) направляются на смешивание с равновесной смесью из этапа (а);(i) (0-100%) величина жидкостного потока из этапа (g) направляются на смешивание с равновесной смесью из этапа (а);(j) другая (0-100%) величина газового потока из этапа (g) направляется в другой способ(ы) ниже по потоку;(k) другая (0-100%) величина жидкостного потока из этапа (g) направляется в другой способ(ы) ниже по потоку;(l) другая (0-100%) величина жидкостного потока из этапа (g) направляется на смешивание с равновесной смесью из этапа (е);(m) жидкостной поток из этапа (е) сжимается и направляется на получение смеси с потоками из этапа (j) и этапа (k);(n) (0-100%) величина потока из этапа (m) направляется в другой конечный продукт NGL ниже по потоку или другой способ модификации свойств жидкости;(о) другая (0-100%) величина потока из этапа (m) направляется для оказывания охлаждения на подаваемый поток из этапа (а) и подогревается по способу;(р) другая (0-100%) величина потока из этапа (m) направляется в другой способ(ы) ниже по потоку;(q) поток из этапа (р) объединяется с подогретым потоком из этапа (о);(r) (0-100%) величина потока из этапа (q) направляется в другой конечный продукт NGL ниже по потоку или другой способ модификации свойств жидкости;(s) другая (0-100%) величина потока из этапа (r) направляется в другой способ дальнейшей очистки или разделения ниже по потоку, приводя по меньшей мере к одному продукту, такому как, например,NGL;(t) поток из этапа (s) направляется в другой конечный продукт NGL ниже по потоку или другой способ модификации свойств жидкости из этапа;(u) потоки из этапа (t), этапа (s) и (n) перерабатываются или смешиваются с другими технологическими потоками, как, в частности, в применении данного способа с сырой нефтью (часто тяжелой) с получением предпочтительного состава продукта (такого как количества этан-плюс компонентов NGL) или предпочтительного свойства продукта (явления переноса или свойства текучести). Данное раскрытие обеспечивает неклассическую широкую "методологию колебаний состава" деме- 16023611 танизации без колонны и предусматривается, что она будет применима к другим углеводородам. Способ обеспечивает возможность менять вверх/вниз/в стороны концентрации углеводородов, ведомые равновесием для или к предпочтительным положениям разделения. Боковые потоки также могут отбираться как продукты. В качестве одного конкретного отдельного примера способа (без применения колонны 90) позволяется извлекать 97% фракций С 3 и 43% фракции С 2+ и все еще с (TVP=2,31 МПа (изб.) (335 psig), C1 об.% =0,5%) и полностью готовый направляться в трубопровод, поскольку он будет удовлетворять характеристикам трубопровода (TVP4,14 МПа (изб.) (600 psig), C1 об.% 0,5%). В особенности, при добавлении в нефть является огромным преимуществом для нефтяной промышленности то, что не требуется перекачивание для поддержания давления трубопровода более чем 2,76 МПа (изб.) (400 psig) с большим извлечением NGL из нефте/газопромыслов. Способ обеспечивает многие доступные переменные, например, с помощью смены и применения турборасширительных блоков можно достигнуть С 2 извлечение 73% с С 3+ извлечением 100% с C1 1 об.% и TVP 2,56 МПа (изб.) (371 psig). Любой специалист в технике или науке, в частности, знакомый с инженерными навыками, узнавший преимущества данного раскрытия, определит множество модификаций и вариаций конкретного раскрытого варианта(ов) осуществления. Поэтому данное раскрытие, включая примеры, не должно использоваться для ограничения или сужения рамок изобретения или их эквивалентов. Хотя были показаны варианты осуществления, иллюстрирующие работу способов данного раскрытия, специалисты в данной области, узнавшие преимущества данного раскрытия, могут создать другие альтернативные варианты осуществления, лежащие в рамках данного изобретения. Например, с преимуществами данного раскрытия, специалисты в данной области будут признавать и понимать, что модификации и альтернативные варианты осуществления способа или метода, или системы, или улучшений, раскрытых в данном документе и включающих какую-либо из описанных особенностей, либо индивидуально, либо в сочетании с любой особенностью, в любой конфигурации или индивидуальные этапы или способы или сочетание индивидуальных этапов или способов для разработки оборудования, работы, разделения или извлечения компонентов варьирующихся летучестей из сжиженного природного газа (LNG) или любой другой смеси углеводородов, или других смесей жидкостей в жидкой фазе. Данное изобретение также найдет применение при использовании в связи с улучшением нефти/потока/продукта. Например, данное изобретение может применяться для увеличения производительностей трубопроводов. Все справочные материалы, упомянутые в данном документе, включены в данном документе по ссылке как предоставляющие идеи, известные в пределах предыдущего уровня техники. В то время как аппараты и способы данного изобретения были описаны касательно предпочтительных вариантов осуществления, специалистам в данной области будет очевидно, что к способу и системе, описанным в данном документе, могут применяться вариации без выхода за пределы идеи и рамок изобретения. Все такие аналогичные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области, подразумеваются находящимися в пределах рамок и идеи изобретения. Специалисты в данной области признают, что способ и аппарат по данному изобретению имеют много применений, и что данное изобретение не ограничено представительными примерами, раскрытыми в данном документе. Кроме того, рамки данного изобретения покрывают традиционно известные вариации и модификации к компонентам системы, описанным в данном документе, как должно быть известно специалистам в данной области. В то время как аппараты и способы данного изобретения были описаны касательно предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления, специалистам в данной области будет очевидно, что к способу, описанному в данном документе, могут применяться вариации без выхода за пределы идеи и рамок изобретения. Все такие аналогичные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области, подразумеваются находящимися в пределах рамок и идеи изобретения, как оно представлено в следующей формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ отделения менее летучих углеводородов от более летучих углеводородов, включающий этапы, на которых:a) подают поток сжатого сырья, содержащего углеводороды С 1, С 2, С 3+;b) охлаждают подаваемый поток в теплообменнике LNG;c) подают поток из теплообменника в первую установку расширения газа для дальнейшего охлаждения;d) разделяют охлажденный поток в первой емкостной установке разделения газа/жидкости на газовый и жидкостной потоки;e) перекачивают жидкостной поток (0-100%) из первой емкостной установки разделения в теплообменник для охлаждения подаваемого потока в теплообменнике;f) рециркулируют газовый поток из первой разделительной установки в теплообменник для обеспе- 17023611 чения эффекта охлаждения подаваемого потока в теплообменнике;g) направляют рециркулированный газовый поток из теплообменника в первую компрессорную холодильную установку, а затем сжимают и охлаждают такой газ и выводят в качестве полученного продукта;h) направляют рециркулированный жидкостной поток из теплообменника во вторую разделительную установку, в которой газ и жидкость разделяются;i) направляют газовый поток из второй разделительной установки во вторую компрессорную холодильную установку и сжимают его;j) охлаждают газовый поток из второй компрессорной холодильной установки во второй установке расширения газа;k) направляют охлажденный поток из второй установки расширения газа в третью емкостную установку разделения;l) рециркулируют газовый поток (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую емкостную установку разделения и/илиm) рециркулируют газовый поток (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока;n) рециркулируют жидкостной поток (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую емкостную установку разделения, и/или о) рециркулируют жидкостной поток (0-100%) из третьей емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока, и/или р) рециркулируют жидкостной поток (0-100%) из третьей емкостной установки разделения во вторую емкостную установку разделения;q) перекачивают жидкостной поток из второй емкостной установки разделения в первую смесительно-разделительную установку потока;r) направляют поток (0-100%) из первой смесительно-разделительной установки потока в смесительное устройство или выводят в качестве полученного продукта, и/илиs) направляют поток (0-100%) из первой смесительно-разделительной установки потока во вторую смесительно-разделительную установку потока;t) направляют поток (0-100%) из второй смесительно-разделительной установки потока в смесительное устройство или выводят в качестве полученного продукта;u) перекачивают жидкостной поток (0-100%) из первой емкостной установки разделения в третий делитель потока;v) направляют жидкостной поток (0-100%) из третьего делителя потока в первую емкостную установку разделения, и/илиw) направляют жидкостной поток (0-100%) из третьего делителя потока в четвертый делитель потока, и/или х) выводят жидкостной поток (0-100%) из третьего делителя потока в качестве полученного продукта; у) направляют жидкостной поток (0-100%) из четвертого делителя потока в третью емкостную установку разделения, и/илиz) направляют жидкостной поток (0-100%) из четвертого делителя потока во вторую емкостную установку разделения, а затем аа) в смесительное устройство и выводят в качестве полученного продукта. 2. Способ по п.1, где углеводородное сырье включает углеводородсодержащий газ. 3. Способ по п.2, где углеводородное сырье включает природный газ. 4. Способ по п.1, где подаваемый поток предварительно охлаждают в установке предварительного охлаждения перед этапом охлаждения в теплообменнике. 5. Способ по п.4, в котором поток (0-100%) из первой смесительно-разделительной установки направляют для предварительного охлаждения в установку предварительного охлаждения, а затем направляют этот поток во вторую смесительно-разделительную установку потока. 6. Способ по п.4, где в установке предварительного охлаждения использован внешний источник охлаждения. 7. Способ по п.1, где теплообменник может включать один или более теплообменников, работающих совместно. 8. Способ по п.1, где этапы расширения осуществляют с использованием расширительных устройств, выбранных из группы, состоящей из клапанов, турборасширителей, вихревых устройств и звуковых устройств. 9. Способ по п.1, включающий дополнительные этапы, на которых (i) направляют поток (0-100%) из второй смесительно-разделительной установки потока в одну или более рабочих колонн; (ii) обрабатывают этот поток в одной или более рабочих колонн; (iii) направляют обработанный жидкостной поток продукта из одной или более рабочих колонн в смесительное устройство или выводят в качестве полученного продукта и (iv) выводят остаточные потоки из одной или более рабочих колонн в качестве полу- 18023611 ченного продукта. 10. Способ по п.1, в котором вводят сырую нефть в смесительное устройство и смешивают сырую нефть с жидкими продуктами способа, присутствующими в смесительном устройстве. 11. Способ по п.1, где сырье сжимают до от приблизительно 2,07 МПа изб. (300 psig) до 8,27 МПа изб. (1200 psig). 12. Способ по п.1, где сырье сжимают до приблизительно 3,45 МПа изб. (500 psig). 13. Способ по п.1, где первая установка расширения газа включает первый турборасширитель, при этом способ включает дополнительные этапы: после этапа разделения дальнейшего охлажденного потока в первой емкостной установке разделения газа/жидкости на газовый и жидкостной потоки направляют газовый поток во второй турборасширитель, а затем разделяют поток из второго турборасширителя на газовый поток и дополнительный жидкостной поток, при этом дополнительный жидкостной поток направляют в соответствии с жидкостным потоком из первой емкостной установки разделения.