Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции

 

Изобретение относится к способу, предназначенному для удаления компонента с высокой летучестью, такого как азот, из потока подаваемого исходного сырья, богатого метаном, для получения продукта, по существу, свободного от компонента с высокой летучестью. Поток подаваемого исходного сырья расширяют и подают в установку для разделения фаз, в которой образуется поток пара и поток жидкости. Поток пара обогащен летучим компонентом. Поток жидкости, которая имеет низкое содержание летучего компонента и богата метаном, нагнетают до более высокого давления и нагревают для получения потока сжиженного продукта под давлением, имеющего давление, достаточное для того, чтобы поток продукта находился при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала кипения, и имеющего температуру свыше приблизительно -112^oС (-170^oF). Изобретение позволяет усовершенствовать способ удаления азота из потока природного газа и одновременно получать сжиженный природный газ под давлением. 3 с. и 9 з.п.ф-лы, 2 ил., 2 табл.

Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится в целом к способу разделения потока подаваемого многокомпонентного исходного сырья путем использования фракционирования и получения охлажденного жидкого продукта под давлением. Более точно, изобретение относится к способу разделения многокомпонентного потока, содержащего метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, имеющий относительную летучесть, превышающую летучесть метана, и получения сжиженного природного газа под давлением.

Предпосылки создания изобретения Благодаря своей способности к полному сгоранию и удобству применения природный газ стал широко использоваться в последние годы. Многие источники природного газа расположены на удаленных территориях, на больших расстояниях от любых рынков сбыта газа. Иногда имеется трубопровод для транспортирования поставляемого природного газа на рынок сбыта. В том случае, когда транспортировка по трубопроводам не осуществима, поставляемый природный газ часто перерабатывают в сжиженный природный газ (который называют "LNG" (liquefied natural gas)) для транспортировки на рынок.

Природный газ часто содержит разбавляющие газы, такие как азот и гелий. Наличие этих газов приводит к снижению теплотворной способности природного газа. Кроме того, некоторые из этих газов могут иметь независимое промышленное применение, если существует возможность их отделения от природного газа. Следовательно, отделение разбавляющих газов от природного газа может иметь двойной экономический эффект, а именно, увеличение теплотворной способности природного газа и получение годного для реализации газа, такого как гелий. В установках для сжижения природного газа также происходит удаление азота из природного газа, поскольку азот не будет оставаться в жидкой фазе во время транспортировки обычного сжиженного природного газа, который находится под атмосферным давлением или давлением, близким к атмосферному.

Обычно большинство известных способов разделения природного газа включают в себя, по меньшей мере, три отдельные рабочие операции или стадии. К этим стадиям относятся (1) стадия предварительной обработки газа для удаления воды и кислотообразующих газов, таких как диоксид углерода и сульфид водорода, (2) стадия отделения жидких продуктов в природном газе путем использования низких, но некриогенных температур для отделения и рекуперации этана и более тяжелых углеводородных компонентов и (3) стадия отделения или отвода (задерживания) азота, часто выполняемая в установках для отвода азота (NRU - nitrogen rejection units). Отвод азота, как правило, осуществляют путем охлаждения азотсодержащего природного газа и фракционирования его в дистилляционной колонне.

Недавно было предложено производить богатую метаном жидкость, имеющую температуру свыше приблизительно -112^oС (-170^oF) и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или температуре ниже точки начала кипения. Этот сжиженный природный газ под давлением иногда называют PLNG (сжатый сжиженный природный газ), чтобы отличить его от LNG (сжиженного природного газа), который находится под атмосферным или близким к атмосферному давлением. Давление сжиженного природного газа под давлением, как правило, будет иметь значение свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления). Одно из преимуществ способа производства сжиженного природного газа под давлением заключается в том, что сжиженный природный газ под давлением может содержать до приблизительно 10 мол.% азота. Однако азот приводит к снижению теплотворной способности сжиженного природного газа под давлением и к повышению температуры начала кипения полученного сжиженного природного газа под давлением. Следовательно, существует необходимость в усовершенствованном способе удаления азота из потока природного газа и одновременного получения сжиженного природного газа под давлением.

Краткое изложение сущности изобретения Изобретение в целом относится к способу сжижения, при котором из потока подаваемого исходного сырья, содержащего метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, такой как гелий и азот, который имеет относительную летучесть, превышающую летучесть метана, получают сжиженный продукт под давлением, богатый метаном, который по существу свободен от компонента с более высокой летучестью. Для иллюстративных целей принимается, что более летучим компонентом является азот.

В способе по изобретению поток сжиженного, многокомпонентного исходного сырья подают в средство, представляющее собой гидравлический детандер, такое как одна или более гидравлических турбин. Поток многокомпонентного подаваемого исходного сырья богат метаном и имеет, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, который имеет относительную летучесть, превышающую летучесть метана. Поток подаваемого исходного сырья находится при температуре, которая равна или ниже температуры начала кипения этого потока подаваемого исходного сырья, и имеет температуру свыше приблизительно -112^oС (-170^oF). Средство, представляющее собой детандер, обеспечивает снижение давления потока подаваемого исходного сырья и охлаждение потока подаваемого исходного сырья, при этом в процессе снижения давления образуются газовая и жидкая фазы. Из средства, представляющего собой детандер, жидкая и паровая фазы подаются в установку для разделения жидкой и паровой фаз. Поток пара, отводимого из верхней части установки и обогащенного летучим компонентом, отводится из установки для разделения. Часть потока пара, отводимого из верхней части установки, предпочтительно отводится в качестве потока парообразного продукта, предназначенного для использования в качестве топливного газа или для дальнейшей переработки. Оставшуюся часть потока пара предпочтительно подвергают конденсации путем использования или внутренней, или внешней холодильной установки. После конденсации поток жидкости предпочтительно подают в верхнюю зону установки для разделения. Поток жидкости, богатый метаном, отводят из установки для разделения, нагнетают для создания более высокого давления потока и нагревают, предпочтительно путем косвенного теплообмена с потоком подаваемого исходного сырья, для получения потока сжиженного продукта под давлением, имеющего давление, достаточное для того, чтобы поток продукта находился при температуре, которая равна или ниже температуры начала его кипения, и имел температуру свыше приблизительно -112^oС (-170^oF). В предпочтительном варианте осуществления теплообмен между потоком, богатым метаном и находящимся под высоким давлением, и потоком подаваемого исходного сырья позволяет снизить потребность в искусственном холоде для процесса сжижения.

Краткое описание чертежей Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты из нижеприведенного подробного описания и приложенных чертежей.

Фиг.1 представляет собой упрощенную принципиальную схему одного варианта осуществления данного изобретения, иллюстрирующую криогенный процесс удаления азота из природного газа под давлением и получения сжиженного природного газа под давлением.

Фиг. 2 представляет собой упрощенную принципиальную схему второго варианта осуществления данного изобретения.

Принципиальные схемы, показанные на чертежах, иллюстрируют предпочтительные варианты реализации на практике способа по данному изобретению. Чертежи не предназначены для того, чтобы исключить из объема изобретения другие варианты осуществления, которые представляют собой результат обычных и ожидаемых модификаций данных конкретных вариантов осуществления. Различные необходимые подсистемы, такие как клапаны, смесители для потоков жидкостей и газов, системы управления и датчики были удалены из чертежей для упрощения и ясности представленного изображения.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Было обнаружено, что сжиженный природный газ под давлением может быть получен из обычной установки для отвода азота. Косвенный теплообмен между потоком сжиженного природного газа под давлением и другими потоками, образующимися при реализации способа, позволяет уменьшить потребность в искусственном холоде в процессе сжижения.

В соответствии с данным открытием согласно настоящему изобретению предлагается способ разделения сжиженного природного газа, содержащего метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, такой как гелий и азот. Данный способ разделения позволяет получить сжиженный природный газ, который по существу свободен от компонента с высокой летучестью и который имеет температуру свыше приблизительно -112^oС (-170^oF) и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре, равной температуре начала его кипения или ниже указанной температуры начала кипения. Этот богатый метаном продукт иногда в данном описании называется сжиженным природным газом под давлением ("PLNG").

Термин "точка начала кипения" в используемом в данном описании смысле относится к температуре и давлению, при которых жидкость начинает испаряться. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянном давлении, но его температура увеличивается, то температура, при которой пузырьки газа начинают образовываться в сжиженном природном газе под давлением, представляет собой точку начала кипения. Аналогичным образом, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянной температуре, но давление снижается, то давление, при котором начинается образование газа, определяет точку начала кипения. В точке начала кипения сжиженный газ представляет собой насыщенную жидкость.

Первое обстоятельство, которое следует учитывать при криогенной обработке природного газа, - это загрязненность. Не подвергнутый обработке исходный природный газ, представляющий собой сырье, пригодное для способа по настоящему изобретению, может содержать природный газ, полученный из нефтяной скважины (попутный газ) или из газовой скважины (газ, полученный из газовой залежи (непопутный)). Состав природного газа может варьироваться существенным образом. При использовании термина "природный газ" в данном описании речь идет о потоке природного газа, содержащем метан (C₁) в качестве основного компонента. Как правило, природный газ также содержит этан (С₂), высшие углеводороды (С₃₊) и незначительные количества загрязняющих примесей, таких как вода, диоксид углерода, сульфид водорода, азот, бутан, углеводороды с шестью или более атомами углерода, сорные примеси, сульфид железа, парафин и сырую нефть. Растворимость этих загрязняющих примесей меняется в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО₂, вода или другие загрязняющие примеси могут образовывать твердые частицы, которые могут забивать каналы для потока в криогенных теплообменниках. Этих потенциальных затруднений можно избежать за счет удаления таких загрязняющих примесей, если ожидается использование температур, значения которых равны или ниже температуры, соответствующей такому соотношению между температурой и давлением для данной загрязняющей примеси в чистом виде, которое приводит к образованию твердых частиц. В приведенном ниже описании изобретения предполагается, что поток природного газа подвергнут соответствующей обработке для удаления сульфидов и диоксида углерода и обезвоживанию для удаления воды путем использования традиционных и хорошо известных способов с целью получения потока "нейтрального, дезодорированного, обезвоженного" природного газа. Если поток природного газа содержит тяжелые углеводороды, которые могут вымораживаться в процессе сжижения, или если нежелательно присутствие тяжелых углеводородов в сжиженном природном газе под давлением, тяжелые углеводороды могут быть удалены с помощью процесса фракционирования перед получением сжиженного природного газа под давлением. При рабочих давлениях и температурах сжиженного природного газа под давлением умеренные количества азота в природном газе могут быть допустимыми, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе с сжиженным природным газом под давлением. В данном описании предполагается, что природный газ содержит азот в количествах, достаточно больших для удаления азота по способу разделения в соответствии с данным изобретением.

Способ по данному изобретению будет описан далее со ссылкой на принципиальную схему, изображенную на фиг.1. Поток 10 природного газа, представляющего собой исходное сырье, поступает в установку для сжижения, находясь под давлением свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) и, более предпочтительно, под давлением свыше приблизительно 2400 кПа (350 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) и при температурах предпочтительно свыше приблизительно -112^oС (-170^oF); однако при необходимости можно использовать другие значения давления и температуры, и при этом система может быть соответствующим образом модифицирована. Если поток 10 газа находится под давлением ниже приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления), давление его может быть повышено с помощью соответствующего средства сжатия (не показанного), которое может быть выполнено в виде одного или более компрессоров.

Поток 10 подаваемого исходного сырья пропускают через зону 50 теплообмена для сжижения природного газа. Зона 50 теплообмена может включать в себя одну или более ступеней, охлаждаемых с помощью обычной холодильной установки 51 с замкнутым циклом, имеющей в качестве холодильного агента пропан, пропилен, этан, диоксид углерода или какую-либо другую пригодную жидкость. Данное изобретение не ограничено каким-либо типом теплообменника, но по экономическим соображениям предпочтительны ребристые пластинчатые теплообменники, теплообменники со спиральными трубами и регенеративные камерные теплообменники, которые все обеспечивают охлаждение путем косвенного теплообмена. Холодильная установка 51 предпочтительно представляет собой многокомпонентную холодильную установку с замкнутым циклом, которая хорошо известна обычным специалистам в данной области техники как средство охлаждения путем косвенного теплообмена. Термин "косвенный теплообмен" в том смысле, в котором он используется в данном описании и формуле изобретения, означает приведение двух потоков текучих сред в состояние теплообмена друг с другом без какого-либо физического контакта или смешивания текучих сред друг с другом.

Поток 13 сжиженного природного газа, выходящий из зоны 50 теплообмена, расширяется затем с помощью соответствующего средства расширения, такого как обычные гидравлические турбодетандеры 53 и 54, для уменьшения давления потока и, следовательно, охлаждения потока перед тем, как поток поступит в сепарационную колонну 55 на промежуточном уровне. Колонна 55 представляет собой дистилляционную или фракционирующую ректификационную колонну или зону, в которой жидкая и паровая фазы контактируют друг с другом в противотоке для осуществления разделения смеси текучих сред, например, путем контактирования паровой и жидкой фаз на ряде тарелок, удаленных на некоторое расстояние друг от друга в вертикальном направлении и смонтированных внутри колонны, или, альтернативно, на насадочных элементах, которыми заполнена колонна. Сепарационная колонна 55 предпочтительно работает при температурах, находящихся в интервале от приблизительно -175^oС (-283^oF) до приблизительно -160^oС (-256^oF) и при давлениях, близких к атмосферному, и, более предпочтительно, при давлениях в диапазоне от приблизительно 100 кПа до приблизительно 120 кПа. В сепарационной колонне 55 происходит разделение паров, обогащенных азотом, и жидкости, обогащенной метаном. Жидкость выходит из сепарационной колонны 55 в виде потока 19. Поток 19 подают к насосу 56, который обеспечивает нагнетание сжиженного природного газа до заданного давления хранения или транспортировки. Для случаев применения сжиженного природного газа под давлением давление предпочтительно будет составлять свыше приблизительно 1724 кПа (250 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления). Сжиженный природный газ под давлением предпочтительно пропускают через теплообменник 65 для нагрева сжиженного природного газа под давлением до температуры свыше приблизительно -112^oС (-170^oF).

Поток 22 пара, выходящий из верхней части колонны 55, предназначенной для отвода азота, содержит метан, азот и другие легкие компоненты, такие как гелий и водород. Как правило, поток 22 богатого метаном пара будет содержать более 90% азота из подаваемого исходного сырья и паров, выделившихся при испарении. Первая часть потока 22 (поток 27) отводится из процесса в качестве топлива или для дальнейшей переработки для выделения гелия и/или азота. Поскольку поток 22 находится при криогенной температуре, для использования потока 27 в качестве топлива предпочтительно нагреть этот поток до соответствующей температуры в зоне теплообмена (не показанной на фиг.1) с помощью атмосферной пресной воды или морской воды или нагреть этот поток посредством потока подаваемого исходного сырья, поступающего в процесс (разделения). Вторую часть потока пара, отводимого из верхней части колонны (поток 32), пропускают через зону 70 охлаждения для сжижения, по меньшей мере, части потока 32 и затем возвращают в колонну 55 в качестве флегмы, тем самым обеспечивая, по меньшей мере, часть холода, необходимого для работы колонны 55. Зона 70 охлаждения может быть выполнена в виде любой обычной холодильной установки, которая обеспечивает сжижение, по меньшей мере, части потока 32. Например, зона охлаждения может содержать (1) однокомпонентную, каскадную или многокомпонентную холодильную установку с замкнутым циклом, которая обеспечивает охлаждение одной или более ступеней теплообмена, (2) холодильную установку с разомкнутым циклом, в которой используются одноступенчатые или многоступенчатые циклы изменения давления для повышения давления потока 32 пара, за которыми следуют одноступенчатые или многоступенчатые циклы расширения для снижения давления сжатого потока и, тем самым, снижения его температуры, или обеспечивать (3) косвенный теплообмен с потоком продукта для отвода холода, "содержащегося" в потоке продукта, или в зоне охлаждения может быть предусмотрена (4) комбинация этих холодильных установок. Оптимальная холодильная установка для зоны 70 охлаждения может быть выбрана обычными специалистами в данной области техники с учетом расхода потока 22, его состава и потребности в холоде для работы сепарационной колонны 55.

На фиг.2 проиллюстрирован предпочтительный вариант осуществления способа по данному изобретению, и в данном варианте осуществления оборудование и потоки, имеющие те же номера, что и оборудование и потоки по фиг.1, выполняют по существу те же функции при реализации способа и функционируют по существу таким же образом. Тем не менее для обычных специалистов в данной области техники очевидно, что оборудование и потоки для одного или другого варианта осуществления способа могут быть изменены по размерам и производительности для обеспечения возможности работы при различных расходах, температурах и составах текучих сред.

При реализации способа, проиллюстрированного на фиг.2, поток 10 подаваемого исходного сырья пропускают через зону 50 теплообмена для сжижения природного газа, и охлажденный поток 13 дополнительно охлаждают в зоне 52 теплообмена с помощью жидкого продукта из фракционирующей ректификационной колонны 55. Поток 14 охлажденной жидкости затем расширяется с помощью соответствующих гидравлических турбодетандеров 53 и 54 с целью снижения давления и дополнительного охлаждения потока. Холодный расширенный сжиженный природный газ подают в сепарационную колонну 55, в которой образуется поток 22 пара, отводимого из верхней части колонны и обогащенного азотом, и жидкость 19, богатая метаном. Жидкость подают к насосу 56 для повышения давления жидкости до заданного давления хранения или транспортировки. После этого жидкость под давлением пропускают через зону 52 теплообмена с целью охлаждения потока подаваемого исходного сырья в магистрали 13 и с целью нагрева жидкости под давлением до температуры свыше -112^oС (-170^oF), тем самым из потока продукта отводится холод, содержащийся в нем. Косвенный теплообмен между потоком сжиженного природного газа под давлением и потоком подаваемого исходного сырья в магистрали 13 позволяет снизить требуемую холодильную мощность на целых 40% по сравнению с мощностью, которая потребовалась бы, если бы поток подаваемого исходного сырья не охлаждался бы сжиженным природным газом под давлением. Жидкость, находящаяся в магистрали 21, находится при температуре свыше приблизительно -112^oС (-170^oF) и под давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре, равной или ниже точки начала его кипения.

Поток 22 пара проходит через теплообменники 57 и 59 для охлаждения потока флегмы, возвращаемой в колонну 55. После выхода из теплообменника 59 поток пара подвергается сжатию с помощью ряда одноступенчатых или многоступенчатых компрессоров. На фиг. 2 показано, что поток пара последовательно проходит через два обычных компрессора 60 и 62. После каждой операции сжатия поток пара охлаждается окружающим воздухом или водой с помощью концевых холодильников 61 и 63. После последней ступени сжатия часть потока пара может быть отведена и использоваться в качестве топливного газа для газовых турбин, которые приводят в действие компрессоры и насосы, используемые для реализации данного способа, или отведенный поток пара может быть подвергнут дополнительной обработке для извлечения гелия и/или азота, годных для реализации и промышленного применения. Оставшуюся часть потока пара (поток 28) пропускают через теплообменники 59, 58 и 57 в целях дополнительного охлаждения потока пара. Теплообменники 59 и 57 охлаждаются потоком 22 отводимого из верхней части колонны пара, как было рассмотрено выше. Теплообменник 58 охлаждается посредством косвенного теплообмена, по меньшей мере, с одним холодильным агентом, образованным в результате процесса в колонне и отводимым из нее, предпочтительно с потоком остатков со дна (недогонов) (потоком 33), отводимым из нижней части сепарационной колонны 55. После выхода из теплообменника 57 поток орошающего пара (поток 31) расширяется с помощью соответствующего расширяющего устройства, такого как турбодетандер 64, до давления, равного или близкого к рабочему давлению сепарационной колонны 55. Поток пара, по меньшей мере, частично конденсируется до жидкости с помощью турбодетандера 64. Из средства расширения поток флегмы (поток 32) поступает в верхнюю часть сепарационной колонны 55.

При хранении, транспортировке и погрузочно-разгрузочных операциях, связанных с сжиженным природным газом, может иметь место значительное "выпаривание". Способ по данному изобретению в возможном варианте, но не обязательно, может обеспечить повторное сжижение таких паров, выделившихся при испарении (кипении) (boil-off vapors), а также удаление азота, содержащегося в парах, выделившихся при испарении. Основной источник азотной примеси в парах, выделившихся при испарении, - это тот азот, который содержится в сжиженном природном газе, представляющем собой источник образования паров, выделяющихся при испарении. Азот, более летучий по сравнению с сжиженным природным газом, мгновенно испаряется в первую очередь и концентрируется в парах, выделившихся при испарении. Например, сжиженный природный газ, содержащий 0,3 мол. % N₂, может образовать пар, содержащий приблизительно 3 мол. % N₂. При более высоких температурах и давлении сжиженного природного газа под давлением азот мгновенно испаряется еще более быстро по сравнению с обычным сжиженным природным газом, находящимся под атмосферным или близким к атмосферному давлением.

Как показано на фиг.2, пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены в процесс по изобретению с помощью потока 34. Несмотря на то, что на фиг. 1 показано введение потока 34 паров, выделившихся при испарении, в обрабатываемый поток в точке между детандерами 53 и 54, в свете идей данного изобретения для специалиста в данной области техники очевидно, что пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены в любом месте в данном процессе до того, как поток подаваемого исходного сырья будет введен в колонну 55, и, кроме того, пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены непосредственно в колонну 55. Пары, выделившиеся при испарении и вводимые в процесс разделения по данному изобретению, должны находиться под давлением, равным или близким к давлению потока, в который вводятся пары, выделившиеся при испарении. В зависимости от давления паров, выделившихся при испарении, может потребоваться регулирование давления этих паров с помощью компрессора 65 или расширение этих паров (не показано на фигурах) с целью согласования их давления с давлением в том месте, в котором пары, выделившиеся при испарении, поступают в процесс.

Пример Было выполнено моделирование баланса массы и энергии с целью иллюстрирования варианта осуществления, показанного на фиг.2, и результаты приведены ниже в таблицах 1, 2. Данные, представленные в таблицах, приведены для того, чтобы обеспечить лучшее понимание варианта осуществления, показанного на фиг.2, и не предназначены для ограничения объема изобретения.

Данные были получены путем использования имеющейся на рынке программы моделирования процессов, называемой HYSYS^тм, однако для получения данных могут быть использованы другие имеющиеся на рынке программы моделирования процессов, включая, например, HYSIM^тм, PROII^тм и ASPEN PLUS^тм, которые известны обычным специалистам в данной области техники.

Для специалиста в данной области техники, в частности для того, кто ознакомится с идеями данного патента, очевидны многие модификации и варианты реализации конкретных процессов, описанных выше. Например, в соответствии с изобретением можно использовать множество значений температур и давлений в зависимости от конструкции установки в целом и состава подаваемого исходного газа. Кроме того, ряд агрегатов для охлаждения подаваемого исходного газа может быть дополнен или реконфигурирован в зависимости от общих требований к конструкции для достижения оптимального и эффективного требуемого теплообмена. Как было рассмотрено выше, конкретные раскрытые варианты осуществления и примеры не должны использоваться для ограничения объема изобретения, который следует определять исходя из нижеприведенных пунктов формулы изобретения и их эквивалентов.

Формула изобретения

1. Способ отвода компонента, более летучего по сравнению с метаном, из потока сжиженного природного газа под давлением, содержащего летучий компонент, включающий следующие стадии: (a) расширение потока сжиженного природного газа до более низкого давления; (b) подачу потока указанного расширенного газа в установку для фракционирования с образованием потока жидкости, имеющего низкое содержание летучего компонента, и потока пара, обогащенного летучим компонентом; и (c) повышение давления потока жидкости до давления свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) и нагрев потока жидкости до температуры свыше приблизительно -112^oС с тем, чтобы значения давления и температуры потока жидкости были такими, чтобы поток жидкости находился при температуре начала кипения жидкости или при температуре ниже точки начала кипения.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий дополнительные стадии отвода части потока пара из установки для фракционирования, охлаждения отведенной части потока пара для, по меньшей мере, частичной конденсации этой отведенной части и возврата в установку для фракционирования, по меньшей мере, части охлажденной, отведенной части потока пара в качестве флегмы, тем самым обеспечивая режим охлаждения установки для фракционирования.

3. Способ по п. 1, при котором сжиженный природный газ перед его расширением на операции (а) имеет температуру свыше приблизительно -112^oС и такое давление, что сжиженный природный газ находится при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала кипения.

4. Способ по п. 1, при котором летучий компонент представляет собой азот.

5. Способ по п. 1, при котором установка для фракционирования имеет рабочее давление, близкое к атмосферному.

6. Способ по п. 1, при котором летучий компонент представляет собой гелий.

7. Способ по п. 1, при котором перед подачей потока расширенного газа в установку для фракционирования в поток расширенного газа вводят выделившиеся пары, образовавшиеся в результате испарения сжиженного газа.

8. Способ по п. 1, при котором, по меньшей мере, часть нагрева потока жидкости на стадии (с) осуществляют за счет косвенного теплообмена с сжиженным природным газом перед расширением на стадии (а).

9. Способ по п. 1, при котором сжиженный природный газ под давлением перед его расширением на стадии (а) находится под давлением свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления).

10. Способ по п. 9, при котором давление сжиженного природного газа составляет свыше 2400 кПа (350 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления).

11. Способ отвода азота из потока природного газа под давлением, содержащего азот, включающий следующие стадии: (а) охлаждение потока природного газа под давлением для получения первой жидкости, имеющей температуру свыше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы первая жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения, (b) расширение первой жидкости до более низкого давления, в результате чего образуется двухфазный поток газа, (c) подачу указанного двухфазного потока газа в установку для фракционирования для получения второй жидкости с низким содержанием азота и пара, обогащенного азотом, (d) отвод из установки для фракционирования первой части обогащенного азотом пара как потока продукта, (e) охлаждение второй части обогащенного азотом пара, в результате чего указанная вторая часть, по меньшей мере, частично конденсируется, (f) возврат указанной охлажденной, по меньшей мере, частично, конденсированной второй части в установку для фракционирования в качестве флегмы, в результате чего обеспечивается режим охлаждения установки для фракционирования, (g) отвод второй жидкости из установки для фракционирования; и (h) повышение давления второй жидкости до давления свыше приблизительно 1724 кПа (250 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) и нагрев второй жидкости до температуры свыше приблизительно -112^oС с тем, чтобы значения давления и температуры второй жидкости были такими, чтобы вторая жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения.

12. Способ разделения, включающий следующие стадии: (а) подачу потока сжиженного многокомпонентного исходного сырья под давлением в средство, представляющее собой гидравлический детандер, с целью снижения давления потока подаваемого исходного сырья и охлаждения потока подаваемого исходного сырья, причем поток подаваемого исходного сырья содержит, по меньшей мере, метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, имеющий относительную летучесть, превышающую летучесть метана, при этом в указанном детандере образуются газовая и жидкая фазы в процессе снижения давления, (b) подачу жидкой и паровой фаз, образованных в средстве, представляющем собой детандер, в установку для разделения для образования жидкой фракции, имеющей низкое содержание компонента с высокой летучестью, и паровой фракции, обогащенной компонентом с высокой летучестью, (c) отвод паровой фракции из верхней зоны установки для разделения, (d) сжатие указанной паровой фракции до потока с более высоким давлением, (e) отвод первой части сжатой паровой фракции в виде потока сжатого пара, обогащенного компонентом с высокой летучестью, (f) охлаждение второй части потока сжатого пара путем использования охлаждающей способности паровой фракции со стадии (с), (g) расширение потока охлажденного, сжатого пара со стадии (f) для дополнительного охлаждения указанного сжатого потока и, по меньшей мере, частичной конденсации потока пара, (h) подачу указанного расширенного потока со стадии (g) в верхнюю зону установки для разделения, (i) извлечение потока жидкости с низким содержанием компонента с высокой летучестью из нижней зоны установки для разделения, и (j) повышение давления жидкой фракции и нагрев жидкой фракции для получения жидкого продукта, имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала его кипения, и имеющего температуру свыше приблизительно -112^oС.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4