Полузакрытая система для получения сжиженного природного газа (СПГ), которая включает определенные преимущества закрытых систем и определенные преимущества открытых систем для создания более эффективной и действенной гибридной системы. В полузакрытой системе конечный метановый холодильный цикл обеспечивает значительное охлаждение потока природного газа посредством непрямого теплопереноса, в противоположность расширительному охлаждению. Малая часть продукта СПГ из цикла охлаждения метана используется в качестве восполняющего холодильного агента в цикле охлаждения метана. Находящаяся под давлением часть холодильного агента из цикла охлаждения метана используется в качестве топливного газа. Избыток холодильного агента из цикла охлаждения метана может повторно объединяться с потоком переработанного природного газа, вместо выжигания.

 

(57) Реферат / Формула:
система для получения сжиженного природного газа (СПГ), которая включает определенные преимущества закрытых систем и определенные преимущества открытых систем для создания более эффективной и действенной гибридной системы. В полузакрытой системе конечный метановый холодильный цикл обеспечивает значительное охлаждение потока природного газа посредством непрямого теплопереноса, в противоположность расширительному охлаждению. Малая часть продукта СПГ из цикла охлаждения метана используется в качестве восполняющего холодильного агента в цикле охлаждения метана. Находящаяся под давлением часть холодильного агента из цикла охлаждения метана используется в качестве топливного газа. Избыток холодильного агента из цикла охлаждения метана может повторно объединяться с потоком переработанного природного газа, вместо выжигания.

 

---

2420-140969ЕА/015 ПОЛУЗАКРЫТЫЙ СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ СПГ
ОПИСАНИЕ
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В другом аспекте, настоящее изобретение относится к усовершенствованному оборудованию для получения сжиженного природного газа (СПГ), использующему метановый полузакрытый холодильный цикл.
Криогенное сжижение природного газа обычно осуществляется в качестве средства преобразования природного газа в более удобную для транспортировки и хранения форму. Такое сжижение уменьшает объем природного газа примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который может храниться и
транспортироваться примерно при атмосферном давлении.
Природный газ часто транспортируется посредством трубопровода от источника добычи к удаленному рынку. Является желательным, чтобы трубопровод работал по существу при постоянном и высоком факторе нагрузки, но часто пропускная способность или емкость трубопровода будет превосходить потребности, в то время как в другие моменты времени потребность может превосходить пропускную способность трубопровода. В порядке снятия пиков, когда потребность превосходит подачу, или провалов, когда подача превосходит потребность, является желательным хранение избытка газа таким образом, чтобы он мог доставляться, когда потребность превосходит подачу. Такая практика позволяет перекрывать пики потребности в будущем с помощью материала из хранилища. Одно из практических средств для осуществления этого представляет собой преобразование газа в сжиженную форму для хранения, а затем испарение жидкости при возникновении потребности.
Сжижение природного газа имеет еще большую важность, когда газ транспортируется от источника добычи, который расположен на больших расстояниях от возможного рынка, и трубопровод является либо недоступным, либо непрактичным. Это является особенно верным, когда транспортировка посредством емкостей должна
осуществляться через океан. Транспортировка на судах в газообразном состоянии, как правило, является непрактичной, поскольку требуется заметное повышение давления для значительного уменьшения удельного объема газа. Такое повышение давления требует использования для хранения более дорогостоящих контейнеров.
Для хранения и транспортировки природного газа в жидком состоянии, природный газ предпочтительно охлаждается от -151°С до -162°С (от -240Т до -260°F), когда сжиженный природный газ (СПГ) обладает приблизительно атмосферным давлением пара. Из литературы известны многочисленные системы для сжижения природного газ, в которых газ сжижается посредством последовательного прохождения газа при повышенном давлении через множество ступеней охлаждения, при этом газ охлаждается до все более низких температур, пока не достигается температура сжижения. Охлаждение, как правило, осуществляется с помощью непрямого теплообмена с одним или несколькими холодильными агентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, двуокись углерода или сочетания указанных выше холодильных агентов (например, смешанные системы холодильных агентов).
В прошлом, множество видов обычного оборудования для получения СПГ использовалось в метановом холодильном цикле (то есть в холодильном цикле, использующем преимущественно метановый холодильный агент) в качестве конечного холодильного цикла для сжижения природного газа. Некоторая часть обычного оборудования для получения СПГ используется в метановом открытом холодильном цикле, в то время как другая часть используется в метановом замкнутом холодильном цикле. В метановом замкнутом холодильном цикле преимущественно метановый холодильный агент не получают из потока природного газа, который сжижается, или не объединяют с ним. В метановом открытом холодильном цикле преимущественно метановый холодильный агент получают из природного газа, подвергающегося сжижению, и, по меньшей мере, часть преимущественно метанового холодильного агента повторно объединяется с потоком природного
газа, подвергающегося сжижению.
Обычные метановые •"A(c)jrкрытые и замкнутые холодильные циклы, каждый, имеют свои собственные уникальные преимущества и недостатки. Одним из недостатков обычных закрытых систем является то, что компрессор для топливного газа, требуемый для сжатия топливного газа, используется для передачи мощности двигателям (например, газовым турбинам), которые приводят в действие главные компрессоры для холодильного агента. Другим недостатком закрытых систем является то, что большинство закрытых систем производят избыток топливного газа, который просто выжигается из системы. Эти проблемы, связанные с топливным газом у закрытых систем, не относятся к открытым системам. Однако открытые системы имеют их собственные уникальные недостатки. Например, для большинства открытых систем требуется, чтобы поток природного газа, поступающий в открытый холодильный цикл, был полностью конденсированным. Кроме того, в открытом оборудовании для получения СПГ, использующем метаноотгонную колонну для переработки тяжелых фракций, выпускаемых из нижней части главной колонны для удаления тяжелых фракций, головной поток из метаноотгонной колонны должен объединяться с преимущественно метановым холодильным агентом и/или сжиматься, из-за разницы давлений между головным потоком из бутаноотгонной колонны и головным потоком из колонны для удаления тяжелых фракций.
Соответственно, имеется необходимость в обеспечении оборудования для получения СПГ, в котором используется гибрид метанового холодильного цикла, который устраняет недостатки как закрытых, так и открытых систем, в то же время, по-прежнему обеспечивая разнообразные преимущества закрытых и открытых систем.
Поэтому является желательным создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в котором устраняется необходимость в отдельном компрессоре для топливного газа.
Также является желательным создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в
которой осуществляется способ, использующий избыток метанового холодильного агента, вместо простого выжигания избытка холодильного агента.
Также является желательным создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в которой не требуется, чтобы входной поток природного газа полностью конденсировался до метанового холодильного цикла.
И еще, является желательным создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, которая обеспечивает возможность сжижения головного потока из метаноотгонной колонны без сжатия и/или объединения с метановым холодильным агентом.
Следует отметить, что приведенные выше преимущества являются примерами, и не все они должны осуществляться посредством настоящего изобретения, заявляемого здесь. Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут ясны из последующего описания и чертежей.
Соответственно, один из аспектов настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение природного газа, по меньшей мере, до 40°F с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом для получения сжиженного природного газа; (Ь) мгновенное испарение, по меньшей мере, части сжиженного природного газа для получения, тем самым, преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции; и (с) объединение, по меньшей мере, части преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом, используемым для охлаждения природного газа на стадии (а).
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение природного газа с помошью первого холодильного цикла с использованием первого холодильного агента, содержащего менее 50 молярных процентов метана; (Ь) после первого холодильного цикла разделение природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций в первой колонне; (с) разделение
первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций во второй колонне; и (d) охлаждение второго потока легких фракций в метановом теплообменнике с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, при этом стадию (d) осуществляют без предварительного объединения второго потока легких фракций с преимущественно метановым холодильным агентом.
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение потока природного газа с помощью первого холодильного цикла путем непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода; (Ь) после первого холодильного цикла охлаждение потока природного газа с помощью второго холодильного цикла путем непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом, содержащим преимущественно этан, этилен или двуокись углерода; (с) после второго холодильного цикла охлаждение потока природного газа, по меньшей мере, до 40°F с помощью метанового холодильного цикла путем непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом; и (d) охлаждение, по меньшей мере, части преимущественно метанового холодильного агента во втором холодильном цикле с помощью непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
Еще один аспект настоящего изобретения относится к устройству для сжижения природного газа, содержащему: (а) первый холодильный цикл, использующий первый холодильный агент для охлаждения природного газа с помощью непрямого теплообмена с ним; (Ь) метановый холодильный цикл, расположенный после первого холодильного цикла и использующий преимущественно метановый холодильный агент для охлаждения природного газа, по меньшей мере, до 4 0°F с помощью непрямого теплообмена с ним для получения сжиженного природного газа; (с) расширительное устройство, обеспечивающее мгновенное испарение сжиженного природного газа, для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции. Метановый холодильный цикл
включает вход для восполнения холодильного агента, для приема, по меньшей мере, части преимущественно паровой фракции, полученной посредством расширительного устройства, и объединения преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом.
Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения описан подробно ниже, со ссылками на прилагаемые чертежи, где:
Фиг.1 представляет собой упрощенную блок-схему каскадного способа охлаждения для получения СПГ, в котором используется метановый смешанный холодильный цикл; и
Фиг.2 представляет собой блок-схему, обеспечивающую подробности, связанные с системой для контроля количества преимущественно метанового холодильного агента, вводимого в поток природного газа, предназначенный для сжижения.
Как здесь используется, термины "преимущественно", "первоначально", "в основном" и "в главной части", когда они используются для описания присутствия конкретного компонента в потоке текучей среды, должны обозначать, что поток текучей среды содержит, по меньшей мере, 50 процентов молярных указанного компонента. Например, "преимущественно" метановый поток, "первоначально" метановый поток, поток, "в основном", состоящий из метана, или поток, состоящий "в главной части" из метана, каждый, обозначают поток, содержащий, по меньшей мере, 50 процентов молярных метана. Как здесь используется, термины "перед" и "после" будут использоваться для описания относительных положений различных компонентов или способов установки для сжижения природного газа вдоль главного пути протекания природного газа через установку.
В каскадном способе охлаждения используется один или несколько холодильных агентов для переноса тепловой энергии от потока природного газа к холодильному агенту и, в конечном счете, для переноса тепловой энергии в окружающую среду. По существу, система технического охлаждения в целом функционирует как тепловой насос посредством удаления тепловой энергии из потока природного газа, когда поток постепенно охлаждается до
все более низких температур. Структура каскадного способа охлаждения включает достижение баланса между термодинамической эффективностью и капитальными затратами. В процессах теплопереноса термодинамические необратимости уменьшаются, когда градиенты температуры между нагревающими и охлаждающими текучими средами становятся меньше, но получение таких малых градиентов температуры, как правило, требует значительного увеличения величины площади теплопереноса, больших модификаций в различном технологическом оборудовании и правильного выбора скоростей потока через такое оборудование таким образом, чтобы обеспечить, что как скорости потока, так и температуры на подходе и на выходе являются совместимыми с требуемым рабочим циклом нагревания/охлаждения.
В типичном оборудовании для получения СПГ различные стадии предварительной переработки обеспечивают средства для удаления определенных нежелательных компонентов, таких как кислотные газы, меркаптан, ртуть и влажность, из входного потока природного газа, доставляемого в оборудование. Композиция этого потока газа может изменяться значительно. Как здесь используется, поток природного газа представляет собой любой поток, в основном состоящий из метана, который создают в главной части от входного потока природного газа, такой входной поток, например, содержит, по меньшей мере, 85 процентов молярных метана, при этом остаток представляет собой этан, высшие углеводороды, азот, двуокись углерода и малое количество других примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптан. Стадии предварительной переработки могут представлять собой отдельные стадии, обеспеченные либо перед циклами охлаждения, либо расположенные после одной из ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Следующее далее представляет собой не претендующий на полноту список некоторых из доступных средств, которые хорошо известны специалисту в данной области. Кислотные газы и, до меньшей степени, меркаптан обычно удаляют посредством способа химической реакции, использующего водный раствор, несущий амины. Эта стадия переработки, как правило, осуществляется перед ступенями охлаждения в начальном цикле.
Большую часть воды обычно удаляют как жидкость посредством двухфазного разделения газа и жидкости после сжатия газа и охлаждения перед начальным циклом охлаждения, а также после первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют посредством слоев сорбента, поглощающего ртуть. Остаточные количества воды и кислотных газов обычно удаляют посредством соответствующим образом выбранных слоев сорбентов, таких как регенерируемые молекулярные сита.
Входной поток предварительно переработанного природного газа подают, как правило, в способ сжижения при повышенном давлении или сжимают до повышенного давления, как правило, большего, чем 3,44 МПа (500 фунт/кв.дюйм), предпочтительно, примерно от 3,4 4 МПа примерно до 20,67 МПа (примерно от 500 фунт/кв.дюйм примерно до ЗОСО фунт/кв.дюйм), еще более предпочтительно, примерно от 3,44 МПа примерно до 6,8 9 МПа (примерно от 500 фунт/кв.дюйм примерно до 1000 фунт/кв.дюйм) и еще более предпочтительно, примерно от 4,13 МПа примерно до 5,51 МПа (примерно от 600 фунт/кв.дюйм примерно до 800 фунт/кв.дюйм). Температура входного потока, как правило, примерно равна температуре окружающей среды или немного превышает температуру окружающей среды. Репрезентативный диапазон температур представляет собой от 15,5°С до 65,5°С (от 60°F до 150°F).
Как отмечалось ранее, входной поток природного газа охлаждают в множестве многоступенчатых циклов или стадий (предпочтительно, трех) с помощью непрямого теплообмена с множеством различных холодильных агентов (предпочтительно, с тремя). Общая эффективность охлаждения для данного цикла улучшается, когда увеличивается количество ступеней, но это увеличение эффективности сопровождается соответствующим увеличением общих капитальных затрат и сложности способа. Входной газ предпочтительно проходит через эффективное количество ступеней охлаждения, номинально - две, предпочтительно, две-четыре, а более предпочтительно, через три ступени в первом замкнутом холодильном цикле при непрямом теплообмене с холодильным агентом, имеющим относительно высокую
температуру кипения. Такой холодильный агент с относительно высокой температурой кипения предпочтительно состоит в главной части из пропана, пропилена, или их смесей, более предпочтительно, холодильный агент содержит, по меньшей мере, примерно 75 процентов молярных пропана, еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90 процентов молярных пропана, а наиболее предпочтительно, холодильный агент состоит по существу из пропана. Затем переработанный входной газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально -две, предпочтительно, две-четыре, а более предпочтительно, две или три, во втором замкнутом холодильном цикле при непрямом теплообмене с холодильным агентом, имеющим более низкую температуру кипения. Такой холодильный агент с более низкой температурой кипения предпочтительно состоит в главной части из этана, этилена, или их смесей, более предпочтительно, холодильный агент содержит, по меньшей мере, примерно 75 процентов молярных этилена, еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90 процентов молярных этилена, и наиболее предпочтительно, холодильный агент состоит по существу из этилена. После этого переработанный входной газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально две,
предпочтительно, две-пять, а более предпочтительно, три или четыре, в третьем метановом холодильном цикле при непрямом теплообмене с преимущественно метановым холодильным агентом. Такой преимущественно метановый холодильный агент предпочтительно содержит, по меньшей мере, примерно 7 5 процентов молярных метана, более предпочтительно, по меньшей мере, примерно 90 процентов молярных метана, а наиболее предпочтительно, преимущественно метановый холодильный агент состоит по существу из метана. В особенно предпочтительном варианте осуществления преимущественно метановый холодильный агент содержит меньше чем 10 процентов молярных азота, наиболее предпочтительно, меньше чем 5 процентов молярных азота.
В основном входной поток природного газа будет содержать такое количество С2+ компонентов, чтобы это приводило к образованию обогащенной С2+ жидкости на одной или нескольких
ступенях охлаждения. Эту жидкость удаляют с помощью средств разделения газа и жидкости, предпочтительно, одного или нескольких обычных сепараторов газ-жидкость. Как правило, последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени контролируют с тем, чтобы удалять настолько много углеводородов, С2 и более высокомолекулярных, насколько это возможно, из газа с получением потока газа, преимущественно из метана, и потока жидкости, содержащей значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Эффективное количество средств разделения газа/жидкости располагают в стратегических положениях после зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных С2+ компонентами. Точные положения и количество средств разделения газ/жидкость, предпочтительно, обычных сепараторов газ/жидкость, будет зависеть от нескольких рабочих параметров, таких как композиция С2+ входного потока природного газа, желаемого содержания BTU (БТЕ - британских тепловых единиц) в продукте СПГ, количества, компонентов С2+ для других применений и других факторов, обычно рассматриваемых специалистами в области установок для получения СПГ и работы газоперерабатывающих заводов. Поток или потоки С2+ углеводородов могут освобождаться от метана посредством одноступенчатого мгновенного испарения или колонны фракционирования. В последнем случае, полученный поток, обогащенный метаном, может быть непосредственно возвращен под давлением в способ сжижения. В первом случае, этот поток, обогащенный метаном, может быть повторно доведен до высокого давления и рециклирован или может быть использован в качестве топливного газа. Поток или потоки С2+ углеводородов или деметанизированный поток С2+ углеводородов может быть использован в качестве топлива или может быть дополнительно переработан, например, посредством фракционирования в одной или нескольких зонах фракционирования для получения индивидуальных потоков, обогащенных конкретными химическими составляющими (например, С2, С3, С4 и С5+) .
В способе сжижения, описанном здесь, может использоваться один из нескольких типов охлаждения, которые включают, но не
ограничиваясь этим, (а) непрямой теплообмен, (Ь) испарение и (с) расширение или понижение давления. Непрямой теплообмен, как здесь используется, относится к способу, в котором холодильный агент обеспечивает охлаждение вещества, которое должно охлаждаться, без реального физического контакта между холодильным агентом и веществом, которое должно охлаждаться. Конкретные примеры средств непрямого теплообмена включают теплообмен, осуществляемый в кожухотрубном теплообменнике, котловом теплообменнике с паяными ребристыми пластинами внутри и в теплообменнике с паяными алюминиевыми пластинами. Физическое состояние холодильного агента и вещества, которое должно охлаждаться, может изменяться в зависимости от требований системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник будет, как правило, использоваться, когда холодильный агент находится в жидком состоянии, и вещество, которое должно охлаждаться, находится в жидком или газообразном состоянии, или когда одно из веществ подвергается фазовому переходу, и условия способа не обеспечивают использование котлового теплообменника с паяными ребристыми пластинами внутри. В качестве примера, алюминий и алюминиевые сплавы являются предпочтительными материалами для конструирования сердцевины в котловом теплообменнике, но такие материалы могут быть непригодными для использования при указанных условиях способа. Теплообменник с ребристыми пластинами будет, как правило, использоваться, когда холодильный агент находится в газообразном состоянии, а вещество, которое должно охлаждаться, находится в жидком или газообразном состоянии. Наконец, котловой теплообменник с паяными ребристыми пластинами внутри будет, как правило, использоваться, когда вещество, которое должно охлаждаться, представляет собой жидкость или газ, и холодильный агент во время теплообмена подвергается фазовому переходу из жидкого состояния в газообразное состояние..
Охлаждение испарением относится к охлаждению вещества посредством выпаривания или испарения части вещества, при этом система поддерживается при постоянном давлении. Таким образом,
во время испарения часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло из части вещества, которое остается в жидком состоянии, и, следовательно, охлаждает жидкую часть. Наконец, охлаждение посредством расширения или понижения давления относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы понижается посредством прохождения через средства для понижения давления. В одном из вариантов осуществления эти средства расширения представляют собой расширительный клапан Джоуля-Томсона. В другом варианте осуществления, средства расширения представляют собой гидравлический или газовый детандер. Поскольку детандеры извлекают энергию для работы из процесса расширения, при расширении являются возможными более низкие температуры переработки потока.
Блок-схема и устройство, показанные на фиг.1, представляют собой предпочтительный вариант осуществления изобретения, относящийся к оборудованию для получения СПГ согласно настоящему изобретению, в котором используется метановый полузамкнутый холодильный цикл. На фиг.2 показан предпочтительный вариант осуществления системы для контроля количества метанового холодильного агента, вводимого обратно в поток переработанного природного газа, подлежащего сжижению. Специалисты в данной области могут заметить, что фиг.1 и 2 представляют собой только схемы, и поэтому многие элементы оборудования, которые необходимы промышленной установке для успешной работы, для простоты отсутствуют. Такие элементы могут включать, например, устройства для контроля компрессоров, измерения потока и уровня и соответствующие контроллеры, устройства для контроля температуры и давления, насосы, двигатели, фильтры, дополнительные теплообменники и клапаны, и тому подобное. Эти элементы могут предусматриваться в соответствии со стандартной инженерной практикой.
Для облегчения понимания фиг.1 и 2 используются следующие ссылочные композиции. Элементы с позициями 1-99 представляют собой технологические емкости и оборудование, которые непосредственно связаны со способом сжижения. Элементы с
позициями 100-199 соответствуют проточным линиям или проходам, которые содержат преимущественно метановые потоки. Элементы с позициями 200-299 соответствуют линиям или проходам для потока, которые содержат преимущественно этиленовые потоки. Элементы с позициями 300-399 соответствуют линиям или проходам для потока, которые содержат преимущественно пропановые потоки. Элементы с позициями 400-499 на фиг.2 представляют собой емкости, оборудование, линии или проходы системы для контроля количества метанового холодильного агента, вводимого обратно в поток переработанного природного газа, подлежащего сжижению.
Со ссылкой на фиг.1, в первом холодильном цикле газообразный пропан сжимается в многоступенчатом
(предпочтительно, трехступенчатом) компрессоре 18, приводимом в действие посредством газотурбинного двигателя (не показан). Три ступени сжатия предпочтительно используются в одной установке, хотя каждая ступень сжатия может представлять собой отдельную установку, и установки соединяются механически, чтобы они приводились в действие посредством одного двигателя. При сжатии сжатый пропан проходит через трубопровод 300 в охладитель 20, где охлаждается и сжижается. Еепрезентативные давление и температура сжиженного пропанового холодильного агента перед мгновенным испарением составляют примерно 37,7°С (примерно 100°F) и примерно 1,30 МПа (примерно 190 фунт/кв.дюйм). Поток из охладителя 20 проходит через трубопровод 302 в средства понижения давления, показанные как расширительный клапан 12, где давление сжиженного пропана понижается, при этом испаряя или мгновенно испаряя его часть. Затем полученный двухфазный продукт проходит через трубопровод 304 в многоступенчатый пропановый охладитель 2, в котором газообразный метановый холодильный агент, вводимый через трубопровод 152, входной природный газ, вводимый через трубопровод 100, и газообразный этиленовый холодильный агент, вводимый через трубопровод 202, соответственно, охлаждаются с помощью средств непрямого теплообмена 4, 6 и 8, при этом, производя потоки охлажденного газа, выходящие, соответственно, через трубопроводы 154, 102 и 204. Преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе
154 вводится в главный метановый экономайзер 74, который будет описан более подробно в нижеследующем описании.
Газообразный пропан из охладителя 2 возвращается в компрессор 18 через трубопровод 306. Этот газ вводится во входной канал высокой ступени компрессора 18. Оставшийся жидкий пропан проходит через трубопровод 308, давление дополнительно понижается посредством прохождения через средства понижения давления, показанные как расширительный клапан 14, при этом дополнительная часть сжиженного пропана мгновенно испаряется. Затем полученный двухфазный поток вводится в пропановый охладитель 22 промежуточной ступени через трубопровод 310, тем самым, обеспечивая охлаждающий агент для охладителя 22. Охлажденный поток входного газа из охладителя 2 проходит через трубопровод 102 в разделительное оборудование 10, где разделяются газовая и жидкая фазы. Жидкая фаза, которая может быть обогащена в С3+ компоненты, удаляется через трубопровод 103. Газообразная фаза удаляется через трубопровод 104, а затем разделяется на два отдельных потока, которые переносятся через трубопроводы 106 и 108. Поток в трубопроводе 106 вводится в пропановый охладитель 22. Поток в трубопроводе 108 становится извлекающим газом для колонны для удаления тяжелых фракций 60, описанной более подробно ниже. Этиленовый холодильный агент из охладителя 2 вводится в охладитель 22 через трубопровод 204.
В пропановом охладителе 22 промежуточной ступени входной поток газа, также упоминаемый здесь как поток переработанного природного газа, и потоки этиленового холодильного агента, соответственно, охлаждаются с помощью средств непрямого теплопереноса 24 и 26, тем самым, получая потоки охлажденного входного газа и этиленового холодильного агента через трубопроводы 110 и 206. Таким образом, испаренная часть пропанового холодильного агента отделяется и проходит через трубопровод 311 на вход компрессора промежуточной ступени 18. Жидкий пропановый холодильный агент из охладителя 22 удаляется через трубопровод 314, мгновенно испаряется в средствах понижения давления, показанных кар: расширительный клапан 16, а затем вводятся в охладитель/конденсатор пропана низкой ступени
28 через трубопровод 316.
Как показано на фиг.1, входной поток газа проходит от пропанового охладителя промежуточной ступени 22 в пропановый охладитель низкой ступени 28 через трубопровод 110. В охладителе 28 поток охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 30. Подобным же образом, поток этиленового холодильного агента проходит из пропанового охладителя промежуточной ступени 22 в пропановый охладитель низкой ступени 28 через трубопровод 206. В последнем, этиленовый холодильный агент может полностью конденсироваться или конденсироваться почти полностью с помощью средств непрямого теплообмена 32, хотя полная конденсация не требуется. Испаренный пропановый холодильный агент удаляется из пропанового охладителя низкой ступени 28 и возвращается на вход компрессора низкой ступени 18 через трубопровод 320.
Как показано на фиг.1, входной поток газа, выходящий из пропанового охладителя низкой ступени 28, вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42 через трубопровод 112. Этиленовый холодильный агент выходит из пропанового охладителя низкой ступени 28 через трубопровод 208 и предпочтительно вводится в емкость сепаратора 37, где легкие компоненты удаляются через трубопровод 209, а конденсированный этилен удаляется через трубопровод 210. Этиленовый холодильный агент в этом месте, в способе, как правило, находится при температуре примерно -31,1°С (примерно -24°F) и при давлении примерно 285 фунт/кв.дюйм. Затем этиленовый холодильный агент проходит в этиленовый экономайзер 34, где он охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 38, удаляется через трубопровод 211 и проходит к средствам понижения давления, показанным как расширительный клапан 40, при этом холодильный агент мгновенно испаряется до предварительно заданной температуры и давления и вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42 через трубопровод 212. Пары удаляются из охладителя 42 через трубопровод 214 и направляются в этиленовый экономайзер 34, где пары функционируют как охлаждающий агент с помощью средств непрямого теплообмена 46. Затем пары этилена удаляются из
этиленового экономайзера 34 через трубопровод 216 и вводятся на вход высокой ступени этиленового компрессора 48. Этиленовый холодильный агент, который не испаряется в этиленовом охладителе высокой ступени 42, удаляется через трубопровод 218 и возвращается в этиленовый экономайзер 34 для дополнительного охлаждения с помощью средств непрямого теплообмена 50, удаляется из этиленового экономайзера через трубопровод 220 и мгновенно испаряется в средствах понижения давления, показанных как расширительный клапан 52, при этом полученный двухфазный продукт вводится в этиленовый охладитель низкой ступени 54 через трубопровод 222.
После охлаждения в средствах непрямого теплообмена 45 обогащенный метаном поток удаляется из этиленового охладителя высокой ступени 42 через трубопровод 116. Затем этот поток частично конденсируется посредством охлаждения, обеспечиваемого средствами непрямого теплообмена 47, в этиленовом охладителе низкой ступени 54, при этом получают двухфазный поток, который проходит через трубопровод 115 в колонну для удаления тяжелых фракций 60. Как было отмечено ранее, входной поток газа в линии 104 разделяется с тем, чтобы он проходил через трубопроводы 106 и 108. Поток трубопровода 108, который упоминается здесь как поток извлекающего газа, проходит к нижнему входу колонны для удаления тяжелых фракций 60. В колонне для удаления тяжелых фракций 60 двухфазный поток, вводимый через трубопровод 115, вступает в контакт с потоком охлажденного извлекающего газа, вводимого через трубопровод 108 противоточным образом, для получения обедненного тяжелыми фракциями головного потока паров через трубопровод 118 и обогащенного тяжелыми фракциями потока жидкости через трубопровод 117. Поток жидкости, обогащенный тяжелыми фракциями, содержит значительную концентрацию С4+ углеводородов, таких как бензол, циклогексан, другие ароматические соединения и/или компоненты более тяжелых углеводородов. Головной поток (легких фракций) из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118 объединяется с частью метанового холодильного агента из трубопровода 107, как подробно будет описано ниже, и объединенный поток переносится
через трубопровод 119 в главный метановый экономайзер 7 4 для охлаждения в средствах непрямого теплопереноса 77. Поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из нижней части колонны для удаления тяжелых фракций 60 через трубопровод 117, впоследствии разделяется на жидкую и паровую части или, предпочтительно, мгновенно испаряется, или фракционируется в метаноотгонной колонне 61. В любом случае поток жидкости, обогащенный тяжелыми фракциями (донный поток), проходит через трубопровод 121, а второй обогащенный метаном поток паров (головной поток) проходит через трубопровод 120.
Как было отмечено ранее, преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 154 вводится в главный метановый экономайзер 74, где поток охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 97. Первая часть полученного охлажденного потока сжатого метанового холодильного агента из средств теплообмена 91 извлекается из главного метанового экономайзера 74 через трубопровод 156, в то время как вторая часть потока метанового холодильного агента, покидающая средства теплообмена 97, вводится в средства непрямого теплообмена 98 для дополнительного охлаждения. Метановый холодильный агент в трубопроводе 156 вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42, где метановый холодильный агент охлаждается с помощью этиленового холодильного агента в средствах непрямого теплообмена 44. Полученный охлажденный метановый холодильный агент выходит из этиленового охладителя высокой ступени 42 через трубопровод 157.
Охлажденный поток метанового холодильного агента из средств теплообмена 98 извлекают из главного метанового экономайзера 74 через трубопровод 158, а затем объединяют в Т-образном трубопроводе 4 9 с охлажденным метановым холодильным агентом в трубопроводе 157. Объединенный поток метанового холодильного агента переносится из Т-образного трубопровода 4 9 в Т-образный трубопровод 51 через трубопровод 104. Т-образный трубопровод 51 представляет собой часть системы контроля (описанной подробно ниже со ссылкой на фиг.2), которая направляет часть потока метанового холодильного агента из
метанового холодильного цикла через трубопровод 107 и объединяет эту часть потока метанового холодильного агента с головным потоком из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118. Остаток (то есть необъединенная часть) метанового холодильного агента проходит через трубопровод 105 в этиленовый охладитель низкой ступени 68. В этиленовом охладителе низкой ступени 68 поток преимущественно метанового холодильного агента охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 70, с помощью выходящего потока жидкости из этиленового охладителя промежуточной ступени 54, который направляется в этиленовый охладитель низкой ступени 68 через трубопровод 226. Охлажденный продукт метанового холодильного агента из этиленового охладителя низкой ступени 68 переносится через трубопровод 122 в главный метановый экономайзер 74. Пары этилена из этиленового охладителя низкой ступени 54 (извлекаемые через трубопровод 22 4) и этиленового охладителя низкой ступени 68 (извлекаемые через трубопровод 228) объединяются и направляются через трубопровод 230 в этиленовый экономайзер 34, где пары функционируют в качестве охлаждающего агента с помощью средств непрямого теплообмена 58. Затем поток направляется через трубопровод 232 из этиленового экономайзера 34 на вход компрессора этилена низкой ступени 48.
Как показано на фиг.1, выходной поток из компрессора из паров, введенных через сторону низкой ступени компрессора этилена 48, удаляется через трубопровод 234, охлаждается с помощью охладителя промежуточной ступени 71 и возвращается в компрессор 4 8 через трубопровод 236 для инжекции с помощью потока высокой ступени, присутствующего в трубопроводе 216. Предпочтительно, двухступенчатые устройства представляют собой один модуль, хотя они могут, каждое, представлять собой отдельный модуль, и модули механически соединяются с общим двигателем. Сжатый продукт этилена из компрессора 4 8 направляется в расположенный после него охладитель 72 через трубопровод 200. Продукт из охладителя 72 проходит через трубопровод 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый охладитель высокой ступени 2.
На фиг.2 показана система для контроля количества метанового холодильного агента, который объединяется с головным •потоком (легких фракций) из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118. Система содержит сборную емкость 400 для метанового холодильного агента, расположенную в трубопроводе 122. Индикатор уровня 402 соединяется в рабочем состоянии со сборной емкостью 4 00. Индикатор уровня 4 02 регистрирует уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 400 и генерирует сигнал 4 04, показывающий такой уровень. Узел контроля потока 4 06 принимает сигнал индикатора уровня 404 и генерирует сигналы контроля потока 408 и 410. Клапаны контроля потока 412 и 416 принимают сигналы контроля потока 408 и 410, соответственно. Клапаны контроля потока 408 и 410 контролируют величину потока через трубопроводы 107 и 105, соответственно, в ответ на сигналы контроля потока 408 и 410. При работе, когда уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 4 00 становится нежелательно высоким, клапаны 412 и 416 автоматически регулируются, чтобы обеспечить больший поток через трубопровод 107 и меньший поток через трубопровод 105. Наоборот, когда уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 400 становится нежелательно низким, клапаны 412 и 416 автоматически регулируются, чтобы обеспечить больший поток через трубопровод 105 и меньший поток через трубопровод 107. Эта система обеспечивает поддержание количества холодильного агента в метановом холодильном цикле на соответствующем уровне, не требуя выжигания избытка метанового холодильного агента.
Ссылкой снова на фиг.1, поток метанового холодильного агента, выходящий из этиленового охладителя низкой ступени 68, проходит в главный метановый экономайзер 7 4 для дополнительного охлаждения с помощью средств непрямого теплообмена 76. Затем дополнительно охлажденный метановый холодильный агент выходит из главного метанового экономайзера 74 через трубопровод 123 и, как будет описано подробно ниже, используется в качестве холодильного агента, чтобы впоследствии охлаждать головные потоки (легких фракций) из исходных колонн 60 и 61 в метановых
теплообменниках 63, 71 и 73. Обогащенные метаном потоки переработанного природного газа в трубопроводах 120 и 124, оба, впоследствии охлаждаются параллельным образом в метановых теплообменниках 63, 71 и 73. Является предпочтительным, чтобы метановые теплообменники 63, 71 и 73 находились отдельно друг от друга, при этом каждый метановый теплообменник 63, 71 и 73 имеет два трубопровода непрямого теплообмена для охлаждения потоков, проходящих из трубопроводов 120 и 124, без объединения этих потоков. Наиболее предпочтительно, метановые
теплообменники 63, 71 и 73 представляют собой котловые теплообменники с сердцевиной в виде паяных алюминиевых пластин.
Метановые теплообменники 63, 71 и 73 охлаждают обогащенные метаном потоки переработанного природного газа, проходящие из трубопроводов 120 и 124, с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, проходящим из трубопровода 123. Предпочтительно, чтобы метановые теплообменники 63, 71 и 73 совместно охлаждали обогащенные метаном потоки переработанного природного газа из трубопроводов 120 и 124, по меньшей мере, примерно до 40 °F, более предпочтительно, по меньшей мере, примерно до 60°F и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, до 100°F, так чтобы потоки сжиженного природного газа, выходящие из конечного метанового теплообменника 73 через трубопроводы 135 и 137, охлаждались до уровня, когда они содержат менее 5 процентов молярных паров. Кроме того, является предпочтительным, чтобы перепад давления между потоками в трубопроводах 120 и 124 и потоками в трубопроводах 137 и 135, соответственно, был меньше чем 344 кПа (50 фунт/кв.дюйм), более предпочтительно, меньше чем 172 кПа (25 фунт/кв.дюйм), и наиболее предпочтительно, меньше чем 68,9 кПа (10 фунт/кв.дюйм). Одно из возможных преимуществ метанового холодильного цикла, показанного на фиг.1, заключается в том, что в противоположность традиционному метановому открытому холодильному циклу потоки в трубопроводах 120 и 124 не должны полностью ожижаться перед охлаждением, предусмотренным в метановых теплообменниках 63, 71 и 73. На самом деле, потоки в трубопроводах 120 и 124 могут содержать 25
процентов или более молярных паров.
Метановый полузамкнутый холодильный цикл теперь будет описан более подробно. Потоки обогащенного метаном переработанного природного газа в трубопроводах 120 и 124 охлаждаются в первом метановом теплообменнике 63 в средствах непрямого теплообмена 90 и 78, соответственно, с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом. Перед введением в первый метановый теплообменник 63 преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 123 мгновенно испаряется с помощью средств понижения давления 78, которые предпочтительно представляют собой расширительный клапан. Испаренный преимущественно метановый холодильный агент выходит из первого метанового теплообменника 63 через трубопровод 126. Этот поток газообразного преимущественно метанового холодильного агента в трубопроводе 126 затем вводится в главный метановый экономайзер 74, где газовый поток нагревается в средствах непрямого теплообмена 82. Нагретый поток газообразного преимущественно метанового холодильного агента из средств непрямого теплообмена 82 выходит из главного метанового экономайзера и направляется к высокой ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 128. Жидкая фаза, преимущественно метановый холодильный агент, выходит из первого метанового теплообменника 63 через трубопровод 130. Жидкий преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 130 затем мгновенно испаряется в редукторе давления 91, который предпочтительно представляет собой расширительный клапан, а затем вводится во второй метановый теплообменник 71.
Потоки переработанного природного газа, охлажденного в первом метановом теплообменнике 63 с помощью средств непрямого теплообмена 90 и 78, извлекаются из первого метанового теплообменника 63 через трубопроводы 125 и 127, соответственно. Поток переработанного природного газа в трубопроводе 127 направляется ко второму метановому экономайзеру 65, где охлаждается в средствах непрямого теплообмена 88 с помощью непрямого теплообмена с газообразным преимущественно метановым холодильным агентом, выходящим из второго метанового
теплообменника 71 через трубопровод 136. Охлажденный поток из средств непрямого теплообмена 88 второго метанового экономайзера 65 затем проходит через трубопровод 132 ко второму метановому теплообменнику 71. Поток переработанного природного газа, охлажденный с помощью средств непрямого теплообмена 90 в первом метановом теплообменнике 63, проходит во второй метановый теплообменник 71 через трубопровод 125.
Во втором метановом теплообменнике 71 потоки переработанного природного газа, вводимые через трубопроводы 125 и 132, охлаждаются в средствах непрямого теплообмена 33 и 7 9, соответственно. Преимущественно метановый холодильный агент, используемый для охлаждения потоков в средствах непрямого теплообмена 33 и 7 9, содержит газовую фазу, которая выпускается из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 136, и жидкую фазу, которая выпускается из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 129. Как указано выше, газообразный преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 136 вводится во второй метановый экономайзер 65, где он используется в средствах непрямого теплообмена 8 9 для охлаждения потока в средствах непрямого теплообмена 88. Нагретый газообразный преимущественно метановый холодильный агент в средствах непрямого теплообмена 8 9 выходит из второго метанового экономайзера 65 через трубопровод 138. Трубопровод 138 обеспечивает подачу газообразного преимущественно метанового холодильного агента в главный метановый экономайзер 74, где поток дополнительно нагревается в средствах непрямого теплообмена 95. Нагретый газообразный преимущественно метановый холодильный агент из средств непрямого теплообмена 95 выходит из главного метанового экономайзера 74 и проходит на вход промежуточной ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 14 0. Жидкий преимущественно метановый холодильный агент, выходящий из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 129, мгновенно испаряется в средствах понижения давления 92, которые предпочтительно представляют собой расширительный клапан, и затем направляется в третий метановый теплообменник 73.
Потоки переработанного природного газа, выпускаемые из второго метанового теплообменника 71, через трубопроводы 33 и 31 вводятся в третий метановый теплообменник 73 для дополнительного охлаждения в средствах непрямого теплообмена 35 и 39, соответственно. В средствах непрямого теплообмена 35 и 39 потоки переработанного природного газа охлаждаются с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом. Преимущественно метановый холодильный агент выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 14 3. Поток переработанного природного газа, охлажденный в средствах непрямого теплообмена 35, выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 137. Поток переработанного природного газа, охлажденный в средствах непрямого теплообмена 39, выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 135. Охлажденные потоки природного газа в трубопроводах 135 и 137 мгновенно испаряются в средствах для понижения давления 93 и 94, соответственно, при этом мгновенно испаренные потоки затем объединяются в Т-образном трубопроводе 43. Объединенный поток из Т-образного трубопровода 43 подается через трубопровод 139 в сепараторную емкость 75. Сепараторная емкость 75 работает, разделяя преимущественно жидкую и преимущественно газовую фазы потока, вводимого через трубопровод 139. Сжиженный природный газ (СПГ) выходит из сепаратора 75 через трубопровод 142. Продукт СПГ из сепараторной емкости 75, который находится приблизительно при атмосферном давлении, проходит черэз трубопровод 142 в емкость для хранения СПГ. В соответствии с обычной практикой сжиженный природный газ в емкости для хранения может транспортироваться в желаемое место (как правило, с помощью океанского танкера для транспортировки СПГ) . Затем СПГ .может испаряться в наземном терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии с помощью обычных трубопроводов для природного газа.
Преимущественно метановые пары выходят из сепараторной емкости 75 через трубопровод 141 и затем объединяются с преимущественно метановым холодильным агентом из трубопровода 143 в Т-образном трубопроводе 41. Таким образом, Т-образный
трубопровод 41 представляет собой единственное положение в метановом смешанном холодильном цикле, где часть потока переработанного природного газа вводится в поток преимущественно метанового холодильного агента. Объединенный поток из Т-образного трубопровода 41 переносится через трубопровод 144 во второй метановый экономайзер 65, где объединенный поток нагревается в средствах непрямого теплообмена 90. Нагретый поток из средств непрямого теплообмена 90 выходит из второго метанового экономайзера 65 через трубопровод 14 6. Поток преимущественно метанового холодильного агента в трубопроводе 14 6 направляется в средства непрямого теплообмена 96 главного метанового экономайзера 74, где поток дополнительно нагревается. Полученный нагретый поток преимущественно метанового холодильного агента выходит из главного метанового экономайзера 7 4 и направляется на вход низкой ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 148.
Как показано на фиг.1, высокая, промежуточная и низкая ступени метанового компрессора 83 предпочтительно объединяются в одной установке. Однако каждая ступень может быть представлена в виде отдельной установки, когда установки механически соединяются друг с другом, чтобы приводиться в действие одним двигателем. Сжатый газ из секции низкой ступени проходит через охладитель 85 между ступенями и объединяется с газом при промежуточном давлении в трубопроводе 14 0 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 проходит через охладитель 84 между ступенями и объединяется с газом высокого давления, проходящим через трубопроводы 121 и 128, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (то есть сжатый поток газа открытого метанового цикла) выпускается из метанового компрессора высокой ступени через трубопровод 150, охлаждается в охладителе 8 6 и направляется в пропановый охладитель высокого давления 2 через трубопровод 152, как было описано ранее. Поток охлаждается в охладителе 2 с помощью средств непрямого теплообмена 4 и проходит в главный метановый экономайзер 74 через трубопровод 154. Сжатый поток газа из открытого метанового цикла из охладителя 2, который
проходит в главный метановый экономайзер 74, подвергается охлаждению полностью путем прохождения через средства непрямого теплообмена 98. Затем этот охлажденный поток удаляется через трубопровод 158 и объединяется с входным потоком переработанного природного газа перед первой ступенью охлаждения этилена.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, системы получения СПГ, показанные на фиг.1 и 2, моделируются на компьютере с использованием обычного программного обеспечения для моделирования процессов. Примеры программного обеспечения, пригодного для моделирования, включают HYSYS(tm) от Hyprotech, Aspen Plus(r) от Aspen Technology, Inc. и PRO/I I(r) от Моделирование Sciences Inc.
Предпочтительные варианты настоящего изобретения, описанные выше, должны использоваться только как иллюстрация и не должны использоваться в ограничительном смысле для интерпретации объема настоящего изобретения. Очевидные модификации вариантов осуществления, приведенных выше, могут быть легко осуществлены специалистами в данной области без отклонения от сущности настоящего изобретения.
Настоящим авторы утверждают, что они намерены основываться на доктрине эквивалентов для определения и оценки разумно умеренного объема настоящего изобретения относительно любого устройства, не отличающегося материально, но находящегося вне буквальных рамок настоящего изобретения, как приводится в следующей далее формуле изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) охлаждение природного газа, по меньшей мере, до 4 0°F посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом для получения сжиженного природного газа;
(b) мгновенное испарение, ло меньшей мере, части сжиженного природного газа для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции; и
(c) объединение, по меньшей мере, части преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом, используемым для охлаждения природного газа на стадии (а) .
2. Способ по п.1, и
(d) объединение, по меньшей мере, части преимущественно метанового холодильного агента с потоком природного газа до охлаждения, осуществляемого на стадии (а).
3. Способ по п.1, в котором
преимущественно метановый холодильный агент содержит менее 10 процентов молярных азота.
4. Способ по п.1, в котором
стадия (а) включает охлаждение природного газа, по меньшей мере, до 100°F посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом.
5. Способ по п.1, в котором
природный газ подвергают изменению давления, меньшему, чем 344 кПа (50 фунт/кв.дюйм), во время стадии охлаждения (а).
6. Способ по п.1, в котором
стадию охлаждения (а) осуществляют в ряду, по меньшей мере, из двух отдельных метановых теплообменников.
7. Способ по п.1, и
(e) перед стадией (Ь) и после стадии (с), разделение преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции в сепараторе, и
(f) перенос преимущественно жидкой фракции из сепаратора в
емкость для хранения сжиженного природного газа.
8. Способ по п.1, и
(д) сжатие объединенных преимущественно метанового холодильного агента и преимущественно паровой фракции в компрессоре для метана для получения потока сжатого холодильного агента.
9. Способ по п.8, и
(h) использование первой части потока сжатого холодильного агента в качестве преимущественно метанового холодильного агента.
10. Способ по п.9, и
(i) использование второй части потока сжатого холодильного агента в качестве топливного газа.
11. Способ по п.1, и
(j) охлаждение, по меньшей мере, части природного газа с помощью непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода.
12. Способ по п.11, и
(к) охлаждение, по меньшей мере, части преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом.
13. Способ по п.11, и
(1) охлаждение, по меньшей мере, части природного газа посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом, содержащим преимущественно этан, этилен или двуокись углерода.
14. Способ по п.13, и
(т) охлаждение, по меньшей мере, части преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом для получения охлажденного преимущественно метанового холодильного агента.
15. Способ по п.14, и
(п.) объединение первой части охлажденного преимущественно метанового холодильного агента с природным газом.
16. Способ по п.15, и
(о) перед стадией (а) , удаление компонентов тяжелых углеводородов из природного газа в колонне для удаления тяжелых фракций для получения потока удаленных тяжелых фракций и потока обедненного тяжелыми фракциями природного газа, при этом
стадия (п) включает объединение первой части охлажденного преимущественно метанового холодильного агента с потоком обедненного тяжелыми фракциями природного газа.
17. Способ по п.15, и
(р) охлаждение второй части охлажденного преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом для получения дополнительно охлажденного преимущественно метанового холодильного агента.
18. Способ по п.17, в котором
стадия (а) включает использование, по меньшей мере, части дополнительно охлажденного преимущественно метанового холодильного агента в качестве преимущественно метанового холодильного агента для охлаждения природного газа посредством непрямого теплообмена.
19. Способ по п.1, и
(q) перед стадией (а), охлаждение природного газа посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим менее 50 процентов молярных метана.
20. Способ по п.19, в котором
первый холодильный агент содержит преимущественно пропан, пропилен, этан, этилен или двуокись углерода.
21. Способ по п.20, и
(г) перед стадией (а) и после стадии (q), разделение природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций в первой колонне.
22. Способ по п.21, и
(s) разделение первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций во второй колонне.
23. Способ по п.22, и
(t) охлаждение второго потока легких фракций посредством
непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом.
24. Способ по п.23, и
(и) перенос второго потока легких фракций из второй колонны для охлаждения на стадии (t:) без сжатия второго потока легких фракций.
25. Способ по п.1, в котором
стадии (а) - (с) осуществляют на. оборудовании для получения сжиженного природного газа каскадного типа, имеющем, по меньшей мере, три последовательных цикла охлаждения, в каждом из которых используют другой холодильный агент.
26. Способ по п.1, и
(v) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (а)-(с).
27. Способ компьютерного моделирования, включающий стадию использования компьютера для моделирования способа по п.1.
28. Продукт сжиженного природного газа, полученный с помощью способа по п.1.
29. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) охлаждение природного газа с помощью первого холодильного цикла с использованием первого холодильного агента, содержащего менее 50 процентов молярных метана;
(b) после первого холодильного цикла разделение природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций в первой колонне;
(c) разделение первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций во второй колонне; и
(d) охлаждение второго noTOKct легких фракций в метановом теплообменнике посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, при этом
стадию (d) осуществляют без предварительного объединения второго потока легких фракций с преимущественно метановым холодильным агентом.
30. Способ по п.29, и
(e) перенос второго потока легких фракций из второй колонны в первый метановый теплообменник без сжатия второго потока легких фракций.
31. Способ по п.29, и
(f) одновременно со стадией (d), охлаждение первого потока легких фракций в первом метановом теплообменнике посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом.
32. Способ по п.29, и
(д) охлаждение первого и второго потоков легких фракций с помощью метанового холодильного цикла, содержащего множество отдельных теплообменников, посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, при этом
метановый холодильный цикл включает метановый теплообменник.
33. Способ по п.32, в котором
стадия (д) включает понижение температуры первого и второго потоков легких фракций, по меньшей мере, до 40°F.
34. Способ по п.32, в котором
стадия (д) включает понижение температуры первого и второго потоков легких фракций, по меньшей мере, до 100°F.
35. Способ по п.32, в котором
стадия (д) включает сжижение первого и второго потоков легких фракций.
36. Способ по п.32, в котором,
по меньшей мере, примерно 25 процентов молярных первого и второго потоков легких фракций находятся в паровой фазе непосредственно перед метановым хох:одильным циклом.
37. Способ по п.32, и
(h) объединение первого и второго потоков легких фракций после охлаждения в метановом холодильном цикле.
38. Способ по п.32, и
(i) после метанового холодильного цикла, мгновенное испарение первого и второго потоков легких фракций для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции.
39. Способ по п.38, и
(j) объединение, по меньшей мере, части преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом из метанового холодильного цикла.
40. Способ по п.38, и
(к) перенос, по меньшей мере, части преимущественно жидкой фракции в емкость для хранения сжиженного природного газа.
41. Способ по п.32, и
(1) объединение части преимущественно метанового холодильного агента с первым потоком легких фракций перед охлаждением первого потока легких фракций в метановом холодильном цикле.
42. Способ по п.29, в котором
первый холодильный агент содержит преимущественно пропан, пропилен, этан, этилен или двуокись углерода.
43. Способ по п.29, в котором
первый холодильный агент содержит преимущественно пропан.
44. Способ по п.29, в котором
стадии (а)-(d) осуществляют на оборудовании для получения сжиженного природного газа каскадного типа, имеющем, по меньшей мере, три последовательных цикла охлаждения, в каждом из которых используют другой холодильный агент.
45. Способ по п.29, и
(тп) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (а)-(d).
46. Способ компьютерного моделирования, включающий в себя стадию использования компьютера для моделирования способа по п.29.
47. Продукт сжиженного природного газ, полученный способом по п.29.
48. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(а) охлаждение потока природного газа с помощью первого холодильного цикла посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода,
(b) после первого холодильного цикла охлаждение потока природного газа с помощью второго холодильного цикла посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом, содержащим преимущественно этан, этилен или двуокись углерода,
(c) после второго холодильного цикла охлаждение потока природного газа, по меньшей мере, до 40°F с помощью метанового холодильного цикла посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, и
(d) охлаждение, по меньшей мере, части преимущественно метанового холодильного агента во втором холодильном цикле посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
49. Способ по п.48, и
(e) охлаждение преимущественно метанового холодильного агента в первом холодильном цикле посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом.
50. Способ по п.48, и
(f) после третьего холодильного цикла, мгновенное испарение потока природного газа для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции, и
(д) объединение преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом в метановом холодильном цикле.
51. Способ по п.48, и
(h) сжатие преимущественно метанового холодильного агента в метановом компрессоре для получения сжатого преимущественно метанового холодильного агента,
(i) использование первой части сжатого преимущественно метанового холодильного агента в качестве холодильного агента в метановом холодильном цикле, и
(j) использование второй части сжатого преимущественно метанового холодильного агента в качестве топливного газа.
52. Способ по п.48, в котором
охлаждение стадии (Ь) осуществляют с помощью ряда, по меньшей мере, из двух метановых теплообменников, при этом
каждый из метановых теплообменников обеспечивает непрямой теплообмен между природным газом и преимущественно метановым холодильным агентом.
53. Способ по п.52, в котором
метановые теплообменники расположены отдельно друг от друга.
54. Способ по п.52, в котором
ряд метановых теплообменников содержит, по меньшей мере, три отдельных теплообменника.
55. Способ по п.48, в котором
стадия (с) включает охлаждение потока природного газа, по меньшей мере, до 60°F.
56. Способ по п.48, и
(к) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (а)-(d).
57. Способ компьютерного моделирования, включающий стадию использования компьютера для моделирования способа по п.48.
58. Продукт сжиженного природного газа, полученный способом по п.48.
59. Устройство для сжижения природного газа, содержащее: первый холодильный цикл, использующий первый холодильный
агент для охлаждения природного газа посредством непрямого теплообмена с ним,
метановый холодильный цикл, расположенный после первого холодильного цикла и использующий преимущественно метановый холодильный агент для охлаждения природного газа, по меньшей мере, до 40°F посредством непрямого теплообмена с ним для получения сжиженного природного газа, и
расширительное устройство, обеспечивающее мгновенное испарение сжиженного природного газа для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции, при этом
метановый холодильный цикл содержит вход для пополнения холодильного агента для приема, по меньшей мере, части преимущественно паровой фракции, полученной с помощью расширительного устройства, и объединение, по меньшей мере,
части преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом.
60. Устройство по п.59, в котором
метановый холодильный цикл содержит первый, второй и третий метановые теплообменники для охлаждения природного газа посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом.
61. Устройство по п.60, в котором
метановые теплообменники представляют собой котловые теплообменники с паяными ребристыми пластинами внутри.
62. Устройство по п.61, в котором
котловые теплообменники с паяными ребристыми пластинами внутри содержат алюминиевую сердцевину с развитой поверхностью.
63. Устройство по п.59, в котором
первый холодильный агент содержит преимущественно пропан, пропилен, этан, этилен или двуокись углерода.
64. Устройство по п.63, в котором
первый холодильный цикл содержит первый охладитель, содержащий первый проход теплообменника для охлаждения преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом.
65. Устройство по п.64, в котором
первый охладитель содержит Еторой проход теплообменника для охлаждения природного газа посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом.
66. Устройство по п.64, которое содержит
второй холодильный цикл, расположенный после первого холодильного цикла и перед метановым холодильным циклом и использующий второй холодильный агент для охлаждения потока природного газа посредством непрямого теплообмена с ним, при этом
первый холодильный агент содержит преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода,
второй холодильный агент содержит преимущественно этан, этилен или двуокись углерода.
67. Устройство по п.66, в котором
второй холодильный цикл содержит второй охладитель, содержащий третий проход теплообменника для охлаждения преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
68. Устройство по п.67, в котором
второй охладитель содержит четвертый проход теплообменника для охлаждения природного газа посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
По доверенности
140969 ЕА
1 /2
2/2
ФИГ. 2