Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций


 


Владельцы патента RU 2607933:

КОНОКОФИЛЛИПС КОМПАНИ (US)

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения. Изобретение направлено на удаление тяжелых фракций и снижение энергозатрат. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Перекрестные ссылки на родственные заявки

Данная заявка является обычной заявкой, которая заявляет приоритет согласно Свода федеральных законов США, раздел 35, § 119(e) на основании предварительной патентной заявки США № 61/522049 от 10 августа 2011 года, озаглавленной «Liquefied Natural Gas Plant with Ethylene Independent Heavies Recovery System», которая включена в настоящий документ посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится к способам и устройствам для сжижения природного газа, и в частности, к установке для получения сжиженного природного газа (СПГ), использующей этилен-независимую систему извлечения тяжелых фракций.

Уровень техники изобретения

Природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи к удаленному рынку сбыта. Желательно, чтобы трубопровод эксплуатировался практически с постоянным и высоким коэффициентом нагрузки. Однако время от времени пропускная способность или производительность трубопровода могут превышать потребление, тогда как в другое время потребление может превосходить пропускную способность или производительность трубопровода. Для сглаживания пиков потребления, когда потребление превышает подачу, или спадов, когда подача превышает потребление, желательно запасать избыток газа таким образом, чтобы его можно было отдавать в периоды, когда потребление превышает подачу. Такая практика позволяет обеспечивать будущие пики потребления с помощью запасенного природного газа. Одним из практических способов осуществления этого является превращение природного газа в сжиженное состояние, такое как сжиженный природный газ («СПГ»), с помощью процесса сжижения, для хранения в периоды низкого потребления и впоследствии испарения сжиженного природного газа, как того требует потребление. Сжижение природного газа может быть особенно полезно, когда трубопровод либо отсутствует, либо нецелесообразен для транспортировки природного газа от источника подачи, который отделен огромным расстоянием от потенциального рынка сбыта. Кроме того, транспортировка природного газа океанскими судами, как правило, нецелесообразна, поскольку необходимо значительное повышение давления для существенного уменьшения удельного объема газа. Такое повышение давления требует использования более дорогих емкостей для хранения.

Примером технологии сжижения является криогенное сжижение, которое может уменьшить объем природного газа примерно до 600 раз. Криогенное сжижение может превратить природный газ в сжиженный природный газ, который может храниться и транспортироваться при давлении, близком к атмосферному. Способ криогенного сжижения может включать охлаждение природного газа до температур от примерно -240°F (-151°С) до примерно -260°F (-162°С), в то время как сжиженный природный газа имеет давление пара, близкое к атмосферному. Природный газ сжижают путем его последовательного пропускания при повышенном давлении через некоторое количество ступеней охлаждения, вследствие чего природный газ охлаждается до все более низких температур, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение может осуществляться с помощью косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, углекислый газ, или сочетанием перечисленных хладагентов (т.е. системами смешанных хладагентов). Некоторые способы сжижения применяют открытый метановый цикл в качестве конечного холодильного цикла, в котором поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается мгновенному испарению. Пары, образовавшиеся при мгновенном испарении (т.е. поток (потоки) газа мгновенного испарения), впоследствии используются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа. Объединенный поток может быть затем сжижен для получения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ.

Одной из технических проблем, которая может возникнуть в ходе сжижения природного газа, является удаление тяжелых углеводородов. Хотя природный газ главным образом состоит из метана, он может также содержать тяжелые углеводородные компоненты. Эти тяжелые углеводородные компоненты должны быть удалены из природного газа до сжижения, поскольку тяжелые углеводородные компоненты могут вымораживаться и/или загрязнять расположенные ниже по потоку теплообменники. Чтобы избежать этих потенциальных проблем, СПГ-установки могут содержать одну или несколько колонн удаления тяжелых фракций для удаления тяжелых углеводородных компонентов. Однако традиционные колонны удаления тяжелых фракций часто требуют эксплуатации в пределах очень узких диапазонов температуры, давления и состава подаваемого сырья для эффективного удаления тяжелых углеводородных компонентов. В некоторых случаях изменение на несколько градусов температуры подачи обычной колонны удаления тяжелых фракций может вызвать превращение всей или большей части текучей среды в колонне в жидкость, что может привести к серьезным нарушениям технологического процесса. Кроме того, добавление колонны удаления тяжелых фракций в систему сжижения может повысить потребность в энергии последующих систем охлаждения (например, этиленовой системы охлаждения). В некоторых случаях эта потребность в энергии может существенно ограничивать эксплуатацию системы сжижения. Таким образом, существует необходимость в способе и устройстве, применяющих колонну удаления тяжелых фракций, что может снизить потребность в энергии последующих систем охлаждения.

Сущность изобретения

В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; (b) объединение охлажденного питающего потока природного газа с сжатым потоком орошения с образованием объединенного потока природного газа; (c) разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (d) расширение первого потока легких фракций с образованием расширенного первого потока легких фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций и по меньшей мере части расширенного первого потока легких фракций в колонну удаления тяжелых фракций с образованием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (g) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом с формированием охлажденного питающего потока природного газа; (b) разделение охлажденного питающего потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (c) расширение первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) разделение расширенного первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций, по меньшей мере части второго потока легких фракций, и по меньшей мере части второго потока тяжелых фракций в колонну удаления тяжелых фракций с формированием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) охлаждение по меньшей мере части потока, обедненного тяжелыми фракциями, с помощью косвенного теплообмена со вторым хладагентом; (g) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (h) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения устройство для сжижения природного газа содержит: (а) первый теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения части потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом; (b) первый сепаратор для разделения первого охлажденного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (с) первый детандер для расширения первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) колонну удаления тяжелых фракций, расположенную ниже по потоку от первого теплообменника, причем данная колонна удаления тяжелых фракций разделяет расширенный первый поток легких фракций, первый поток тяжелых фракций и второй охлажденный жидкий поток на первый поток, обедненный тяжелыми фракциями, и первый поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (e) разделительную емкость для разделения первого нагретого жидкого потока на второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и второй поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (f) второй компрессор для сжатия второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, в сжатый второй поток, обедненный тяжелыми фракциями; и (g) второй теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения объединенного потока с помощью косвенного теплообмена с сжатым вторым потоком, обедненным тяжелыми фракциями.

Краткое описание чертежей

Данное изобретение вместе с его дальнейшими преимуществами может быть лучше всего понято, исходя из нижеследующего описания во взаимосвязи с прилагаемым чертежом, на котором:

На фиг.1 представлена упрощенная технологическая схема способа каскадного охлаждения для получения СПГ в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Далее будут подробно описаны варианты осуществления настоящего изобретения, один или несколько примеров которых проиллюстрированы на прилагаемом чертеже. Каждый пример приведен с целью объяснения изобретения, а не в качестве ограничения изобретения. Специалистам будет понятно, что различные модификации и варианты могут быть внесены в настоящее изобретение без отступления от объема или сущности изобретения. Например, признаки, проиллюстрированные или описанные как часть одного варианта осуществления, могут использоваться в другом варианте осуществления, чтобы получить еще один вариант осуществления. Таким образом, подразумевается, что настоящее изобретение охватывает такие модификации и варианты, которые попадают в пределы объема прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалентов.

Каскадная система охлаждения использует один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту (хладагентам) и в конечном счете выпускания тепловой энергии в окружающую среду. Данную систему охлаждения можно рассматривать в качестве теплового насоса, который отводит тепловую энергию из потока природного газа по мере поступательного охлаждения этого потока до все более и более низких температур. Конструктивное исполнение каскадной системы охлаждения и способа часто сосредоточено на выборе оптимального соотношения между термодинамической эффективностью и капиталовложениями. Термодинамически, процесс теплообмена между холодным объектом и теплым объектом становится все более необратимым по мере увеличения температурного градиента между двумя объектами. И наоборот, термодинамическая необратимость снижается при уменьшении температурного градиента. Выбор оптимального соотношения становится важным фактором, поскольку, среди прочего, уменьшение температурного градиента до термодинамически эффективного уровня может потребовать значительного увеличения площади поверхности теплопередачи, значительных модификаций различного технологического оборудования, используемого в системе охлаждения, и надлежащего регулирования скорости потока в системе охлаждения. В частности, надлежащее регулирование скорости потока может повлиять как на скорости потока, так и на температуры (например, на входе и выходе), для получения необходимой теплопроизводительности/холодопроизводительности.

Используемый в настоящем документе термин «способ каскадного охлаждения с открытым циклом» относится к способу каскадного охлаждения, содержащему один открытый холодильный цикл и по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл, в котором точка кипения хладагента/охлаждающего вещества, использованного в открытом цикле, ниже, чем точка кипения хладагента, использованного в замкнутом цикле. В данном способе часть холодопроизводительности, используемой для конденсации сжатого хладагента/охлаждающего вещества открытого цикла, может обеспечиваться одним или несколькими замкнутыми циклами. Используемый здесь термин «поток природного газа» относится к любому потоку, в основном состоящему из метана, который происходит большей частью из питающего потока природного газа; причем этот питающий поток содержит, например, по меньшей мере 85 мол.% метана, а остальное составляют такие компоненты, в числе прочего, как этан, высшие углеводороды, азот и углекислый газ. Другие незначительные примеси могут включать в числе прочего ртуть, сероводород и меркаптаны.

Согласно одному или нескольким вариантам осуществления настоящего изобретения в открытом цикле преимущественно используют метановый поток в качестве хладагента/охлаждающего вещества. Этот преимущественно метановый поток может происходить из питающего потока обработанного природного газа и может включать потоки сжатых газов открытого метанового цикла. В настоящем документе термины «преимущественно», «главным образом», «в основном» и «в большей части» при использовании для описания присутствия определенного компонента потока текучей среды будут означать, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, «преимущественно» метановый поток, «главным образом» метановый поток, поток, «в основном» состоящий из метана, или поток, содержащий «в большей части» метан, означает поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.

Один из наиболее целесообразных и эффективных способов сжижения природного газа включает использование оптимизированного процесса каскадного типа в сочетании с расширительным охлаждением. Такой способ сжижения включает охлаждение каскадного типа потока природного газа при повышенном давлении (например, приблизительно 650 фунт/кв.дюйм абс. (4,48 МПа)) путем последовательного охлаждения потока природного газа за счет прохождения, например, через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и открытый метановый цикл, в котором используется часть питающего газа в качестве источника метана. Способ может также включать многоступенчатый цикл расширения для дополнительного охлаждения и понижения давления потока природного газа до давления, близкого к атмосферному. Во время циклов охлаждения, сначала используется хладагент с самой высокой точкой кипения, затем - хладагент со следующей самой высокой точкой кипения и так далее.

В общем, в процессе сжижения (т.е. процессе получения СПГ) может применяться один или несколько хладагентов для отведения тепла из природного газа, которое впоследствии выводится в окружающую среду. В некоторых вариантах осуществления в процессе получения СПГ применяется способ охлаждения каскадного типа, использующий множество многоступенчатых циклов охлаждения, в каждом из которых применяется разная композиция хладагента, для последовательного охлаждения потока природного газа до все более и более низких температур. В других вариантах осуществления в процессе получения СПГ может использоваться смешанный хладагент (хладагенты) или смеси хладагентов для охлаждения потока природного газа.

Нежелательные компоненты из питающих потоков природного газа могут удаляться на различных стадиях предварительной обработки. Такие нежелательные компоненты могут включать в числе прочего кислые газы, меркаптаны, ртуть, влагу и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления состав питающего потока природного газа может существенно различаться. Данные стадии предварительной обработки могут представлять собой отдельные ступени, находящиеся или выше по потоку от циклов охлаждения или ниже по потоку от одной из ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Используемые в настоящем документе термины «выше по потоку» и «ниже по потоку» описывают относительные положения различных компонентов установки сжижения природного газа вдоль пути прохождения природного газа через установку. В частности, кислые газы и в меньшей степени меркаптаны могут удаляться в процессе химической реакции с помощью водного аминосодержащего раствора. Данную стадию обработки обычно осуществляют выше по потоку от ступеней охлаждения в начальном цикле. Большая часть воды может быть удалена в виде жидкости двухфазной газожидкостной сепарацией, которая следует за сжатием газа и охлаждением выше по потоку от начального цикла охлаждения, а также ниже по потоку от первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть можно удалить с помощью слоев ртутного сорбента. Остаточные количества воды и кислых газов можно удалить с помощью надлежащим образом выбранных слоев сорбента, таких как регенерируемые молекулярные сита.

Питающий поток предварительно обработанного природного газа может подаваться в систему сжижения при повышенном давлении или может быть сжат до повышенного давления. В некоторых вариантах осуществления давление составляет более примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. (3,45 МПа) или предпочтительно от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 3000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-20,69 МПа). В некоторых вариантах осуществления, давление составляет от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 1000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-6,90 МПа) или предпочтительно от примерно 600 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 800 фунт/кв.дюйм абс. (4,14-5,25 МПа). Температура питающего потока обычно близка к температуре окружающей среды или немного ее превышает. В некоторых вариантах осуществления температура может находиться в диапазоне от примерно 60°F до примерно 150°F (15,6-65,6°С). Как отмечалось выше, питающий поток природного газа может быть охлажден в процессе получения СПГ, включающем некоторое количество многоступенчатых циклов, каждый из которых содержит различные хладагенты. Общая эффективность охлаждения для цикла обычно повышается с увеличением количества ступеней. Однако это повышение эффективности часто уравновешивается соответствующим повышением общих капиталовложений, например, из-за увеличения сложности системы СПГ.

В некоторых вариантах осуществления питающий газ проходит через несколько холодильных циклов, каждый из которых содержит несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три). Первый замкнутый холодильный цикл использует первый хладагент с относительно высокой точкой кипения. Такой хладагент может содержать углеводород, в числе прочего, такой как пропан, пропилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления углеводород составляет большую часть хладагента. Например, хладагент может содержать по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, по меньшей мере 90 мол.% пропана или главным образом пропан.

После первой ступени охлаждения образующийся в результате обработанный питающий газ проходит через несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три) во второй замкнутый холодильный цикл, который содержит хладагент с промежуточной точкой кипения. Подходящие примеры второго хладагента могут включать, в числе прочего, этан, этилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления второй хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, по меньшей мере 90 мол.% этилена или главным образом этилен. Каждая ступень охлаждения холодильного цикла может включать отдельную зону охлаждения. Как указано выше, питающий поток обработанного природного газа может быть объединен с одним или несколькими рециркуляционными потоками (т.е. потоками сжатого газа открытого метанового цикла) в разных местоположениях во втором холодильном цикле для получения потока сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения конденсируют (т.е. сжижают) в большей его части, предпочтительно весь, с получением потока, содержащего находящийся под давлением СПГ. Обычно рабочее давление в данном месте лишь немного ниже давления предварительно обработанного питающего газа на первой ступени первого холодильного цикла.

Может быть желательно, чтобы питающий поток природного газа содержал определенные количества С2+ компонентов (т.е. углеводородов, содержащих по меньшей мере два атома углерода), что приведет к образованию жидкости, обогащенной С2+, на одной или нескольких ступенях охлаждения. Данную жидкость, обогащенную С2+, можно удалить с помощью устройства газожидкостной сепарации (например, газожидкостных сепараторов). Обычно последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени регулируют таким образом, чтобы удалить из газа как можно большее количество С2+ и углеводородов с большей молекулярной массой, чтобы получить газовый поток с преобладанием метана и жидкий поток, содержащий значительные количества этана и более тяжелых компонентов.

В некоторых вариантах осуществления несколько устройств газожидкостной сепарации может быть расположены в наиболее важных местоположениях ниже по потоку от зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных C2+ компонентами. Точные местоположения и количество устройств газожидкостной сепарации будут зависеть от ряда рабочих параметров. Примеры таких параметров могут включать, в числе прочего, С2+ состав питающего потока природного газа, желаемую теплотворную способность СПГ-продукта (в Британских тепловых единицах - BTU), ценность С2+ компонентов для других областей применения, и другие факторы, обычно учитываемые специалистами, работающими с СПГ установками и газовыми установками. Поток (потоки) углеводородов фракции C2+ можно деметанизировать пропусканием через колонну одноступенчатого испарения или ректификационную колонну с получением потока, обогащенного метаном. В первом случае образующийся обогащенный метаном поток может быть повторно сжат и направлен на рециркуляцию или использован в качестве горючего газа. В последнем случае образующийся обогащенный метаном поток может быть непосредственно возвращен под давлением (т.е. не требуя объединения дополнительного сжатия с процессом сжижения) в процесс сжижения. C2+ углеводородный поток (потоки) или деметанизированный C2+ углеводородный поток можно использовать в качестве топлива. В некоторых вариантах осуществления данные потоки можно подвергать дальнейшей обработке, например, фракционированием в одной или нескольких зонах фракционирования с получением отдельных потоков с высоким содержанием определенных химических составляющих (например, С2, С3, С4 и С5+ углеводородов).

В одном или нескольких вариантах осуществления поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается дополнительному охлаждению в третьем холодильном цикле («открытом метановом цикле») в основном метановом экономайзере, содержащем газы мгновенного испарения (т.е. потоки газа мгновенного испарения), образованные в этом третьем цикле, за счет последующего расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, использованные в качестве хладагента («третьего хладагента») в третьем холодильном цикле могут включать, в числе прочего, метан. В некоторых вариантах осуществления третий хладагент содержит по меньшей мере 75 мол.% метана, по меньшей мере 90 мол.% метана или главным образом метан. В ходе расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, охлаждается с помощью по меньшей мере одного, предпочтительно двух-четырех, и более предпочтительно трех расширений, причем при каждом расширении в качестве устройства понижения давления применяется детандер.

Подходящие детандеры могут включать, например, расширительные клапаны Джоуля-Томсона, гидравлические детандеры и тому подобное. За расширением может следовать разделение газожидкостного продукта с помощью сепаратора. При использовании и должной эксплуатации гидравлического детандера некоторые из преимуществ включают повышенную эффективность, связанную с рекуперацией энергии, большее снижение температуры потока и образование меньшего количества пара на этапе мгновенного расширения. Эти преимущества могут возмещать или перекрывать повышенные капиталовложения и эксплуатационные расходы, связанные с детандером. В некоторых вариантах осуществления дополнительное охлаждение потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением оказывается возможным благодаря тому, что сначала мгновенно испаряют часть данного потока с помощью одного или нескольких гидравлических детандеров, и затем с помощью устройства косвенного теплообмена используют данный поток газа мгновенного испарения для охлаждения оставшейся части потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением. Подогретый поток газа мгновенного испарения далее рециркулируют путем возвращения, с учетом температуры и давления, в соответствующее местоположение в открытом метановом цикле, где он может быть повторно сжат.

Описанный в данном документе процесс сжижения может использовать один из нескольких типов охлаждения, таких как, в числе прочего, косвенный теплообмен, испарение и расширение или понижение давления. Используемый в настоящем документе термин «косвенный теплообмен» относится к процессу, в котором хладагент охлаждает вещество без осуществления физического контакта с веществом. Конкретные примеры устройств косвенного теплообмена включают, среди прочего, кожухотрубный теплообменник, теплообменник Core-in-Kettle и паяный алюминиевый пластинчато-ребристый теплообменник. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может меняться в зависимости от требований к системе сжижения и типу выбранного теплообменника. Например, кожухотрубный теплообменник может использоваться в том случае, когда хладагент находится в жидком состоянии, а вещество - в жидком или газообразном состоянии. Кожухотрубный теплообменник может также использоваться, когда или хладагент, или вещество подвергается фазовому превращению, и условия процесса не благоприятствуют использованию других теплообменников, например, теплобменника Core-in-Kettle.

Алюминий и алюминиевые сплавы часто используются в качестве материалов для сердечника теплообменников, но могут быть не пригодны для использования при определенных заданных условиях процесса. Например, пластинчато-ребристый теплообменник может использоваться, когда хладагент находится в газообразном состоянии и вещество - в жидком или газообразном состоянии. Наконец, теплообменник Core-in-Kettle может использоваться, когда вещество представляет собой жидкость или газ, а хладагент подвергается фазовому превращению из жидкого состояния в газообразное состояние в ходе теплообмена. Испарительное охлаждение относится к охлаждению вещества с помощью испарения или превращению в пар части вещества с помощью системы, поддерживаемой при постоянном давлении. Во время превращения в пар часть испаряющегося вещества поглощает тепло из части вещества, которая остается в жидком состоянии и, следовательно, жидкая часть охлаждается. Наконец, к охлаждению с помощью расширения или понижения давления относится охлаждение, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается в результате прохождения через устройство понижения давления. В некоторых вариантах осуществления устройство расширения может быть расширительным клапаном Джоуля-Томсона или гидравлическим/газовым детандером. Поскольку детандеры извлекают энергию работы из процесса расширения, при расширении становятся возможны более низкие температуры технологического потока.

Как видно на фиг.1, питающий поток природного газа подается по трубопроводу 100а во входной компрессор 66 ниже по потоку от блока осушки и блока удаления ртути, что приводит к образованию сжатого питающего потока природного газа. Сжатый питающий поток природного газа далее подается в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 100b для получения охлажденного питающего потока природного газа. Несколько других трубопроводов (например, 152, 202, 304) также ведут в пропановый холодильник 2 высокой ступени. В проиллюстрированном варианте осуществления газообразный метановый хладагент, который является частью замкнутой пропановой системы, вводится в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 152, в то время как сжатый этиленовый хладагент вводится по трубопроводу 202. Потоки 100b, 152 и 202 охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 6, 4 и 8, с образованием охлажденных газовых потоков, которые проходят соответственно по трубопроводам 102, 154 и 204. Косвенный теплообмен происходит между вышеупомянутыми потоками и пропаном, который был обработан следующим образом.

Газообразный пропан, являющийся частью замкнутой пропановой системы, может быть сжат в многоступенчатом (например, трехступенчатом) компрессоре 18, приводимым в действие газотурбинным приводом (не показан). Каждая ступень компрессора может быть отдельным блоком, которые механически соединены друг с другом, чтобы приводиться в действие одним приводом или сочетанием приводов. Образующийся в результате сжатый пропан может проходить через трубопровод 300 в охладитель 20, где он охлаждается и сжижается. Хотя давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением могут варьировать, типичные значения могут составлять примерно 100°F (38°С) и примерно 190 фунт/кв. дюйм абс. (1,34 МПа). Поток из охладителя 20 проходит по трубопроводу 302 в устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 12. Здесь давление сжиженного пропана понижается, благодаря чему происходит испарение или мгновенное испарение части сжиженного пропана. Образующийся в результате двухфазный продукт далее поступает по трубопроводу 304 в пропановый холодильник 2 высокой ступени.

После осуществления косвенного теплообмена газообразный пропан может выйти из пропанового холодильника 2 высокой ступени и вернуться в компрессор 18 по трубопроводу 306. Данный газообразный пропан поступает во входное отверстие высокой ступени компрессора 18. Оставшийся после косвенного теплообмена жидкий пропан может выходить из пропанового холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 308. Давление жидкого пропана может быть дополнительно понижено путем прохождения через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 14, при этом по меньшей мере часть сжиженного пропана мгновенно испаряется. Образующийся в результате двухфазный пропановый поток далее подается по трубопроводу 310 в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени, где он может служить в качестве хладагента.

Описанный выше охлажденный питающий поток природного газа может отводиться из холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 102 в сепарационное оборудование 10, которое может разделять поток на газовую и жидкую фазы. Жидкая фаза может быть обогащена С3+ компонентами и удаляется по трубопроводу 103. Газовая фаза выходит из сепарационного оборудования 10 по трубопроводу 104, который разветвляется на два отдельных трубопровода (106 и 108). Поток в трубопроводе 106 проходит в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени. Поток сжатого этиленового хладагента также вводится в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени (по трубопроводу 204). Потоки, которые протекают по трубопроводам 106 и 204, охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 24 и 26, с образованием охлажденных газовых потоков в трубопроводах 110 и 101. После того как пропановый хладагент охладил потоки, по меньшей мере часть пропана испаряется. Эта испарившаяся часть отделяется и проходит по трубопроводу 311 во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора 18. Оставшаяся жидкая часть пропанового хладагента из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени отводится по трубопроводу 314 и подвергается мгновенному испарению при прохождении через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 16. Мгновенно испарившийся пропан далее подается в пропановый холодильник/конденсатор 28 низкой ступени по трубопроводу 316.

В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.1, поток природного газа поступает из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени по трубопроводу 110 и объединяется с охлажденным потоком природного газа из трубопровода 109, с формированием объединенного потока природного газа. Часть объединенного потока природного газа далее поступает в пропановый холодильник 28 низкой ступени по трубопроводу 116. В пропановый холодильник 28 низкой ступени также поступают часть второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, по трубопроводу 206 и поток этиленового хладагента по трубопроводу 101. Объединенный поток природного газа, второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и поток этиленового хладагента охлаждаются устройствами косвенного теплообмена 30, 32 и 33 соответственно, с образованием охлажденных газовых потоков 112, 125a и 208 соответственно. Устройства косвенного теплообмена образуют испаренный пропан, который удаляется из пропанового холодильника 28 низкой ступени и возвращается во впускное отверстие низкой ступени компрессора 18 по трубопроводу 320. В некоторых вариантах осуществления в пропановом холодильном цикле используется холодильник высокой ступени и холодильник низкой ступени.

Как видно снова из фиг.1, часть охлажденного потока природного газа, выходящего из пропанового холодильника 28 низкой ступени, вводится в сепаратор 400 по трубопроводу 112. Сепаратор 400 разделяет охлажденный поток природного газа на первый поток тяжелых фракций и первый поток легких фракций. Сепаратор 400 обычно работает при высоких давлениях. Первый поток тяжелых фракций из сепаратора 400 направляется в среднюю часть колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 105. Первый поток легких фракций из сепаратора 400 подается в детандер 62 (который приводит в движение входной компрессор 66). После расширения первый поток легких фракций вводится в сепаратор 402 по трубопроводу 107. Часть потока, который выходит из сборника-разделителя 21, может также вводиться в сепаратор 402 по трубопроводу 119. Потоки в сепараторе 402 образуют второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций. Как правило, сепаратор 402 работает при относительно низких давлениях. В некоторых вариантах осуществления сепаратор 400 работает при более высоком давлении, чем сепаратор 402. Второй поток легких фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 111. Аналогичным образом, второй поток тяжелых фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 113. Размещение колонны 60 удаления тяжелых фракций непосредственно ниже по потоку от пропанового холодильника 28 низкой ступени расширяет приемлемые технологические параметры колонны 60 удаления тяжелых фракций по сравнению с известными системами. Колонна 60 удаления тяжелых фракций производит парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 125b, и жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 121.

Жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 121, подается в ребойлер 67. В ребойлере 67 происходит теплообмен между жидким потоком, обогащенным тяжелыми фракциями, введенным по трубопроводу 121, и по меньшей мере частью потока, выходящего из разделительной емкости 10 по трубопроводу 108. Поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 121, служит для охлаждения в ребойлере 67 части питающего потока природного газа из трубопровода 108. Образующийся в результате охлажденный питающий поток природного газа из трубопровода 109 объединяется с частью охлажденного потока природного газа в трубопроводе 110, с образованием объединенного потока природного газа в трубопроводе 116. Поток в трубопроводе 115 является потоком горячих легких паров, который выходит из ребойлера 67 и выступает в качестве отпарного газа в колонне 60 удаления тяжелых фракций. Поток в трубопроводе 117 является тяжелым жидким продуктом из ребойлера 67, который направляется в колонну 133 (депропанизатор) для дальнейшей обработки и стабилизации. Поток в трубопроводе 117, выходящий из ребойлера 67, вводится в емкость 133 для мгновенного испарения или разделения на фракции.

Второй поток, обогащенный тяжелыми фракциями, отводится по трубопроводу 123, и второй парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, отводится по трубопроводу 135. Второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, подается в компрессор 114 так, что он может быть охлажден и сконденсирован для образования орошения для колонны удаления тяжелых фракций. Сжатый второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, поступает в охладитель 207 по трубопроводу 205. Этот охлажденный второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, подается в пропановый холодильник 28 низкой ступени по трубопроводу 206, где он конденсируется с помощью устройства косвенного теплообмена 32, отводится по трубопроводу 125а и подается в сборник-разделитель 21. Жидкость удаляется из сборника-разделителя 21 по трубопроводу 131. Часть потока, выходящего из сборника-разделителя 21 в трубопровод 131, вводится в сепаратор 402 по трубопроводу 119. Оставшаяся часть потока, выходящего из сборника-разделителя 21 в трубопровод 131, объединяется с парообразным потоком, обедненным тяжелыми фракциями, выходящим из колонны 60 удаления тяжелых фракций в трубопровод 125b, с образованием объединенного потока 125.

Этиленовый хладагент выходит из пропанового холодильника 28 низкой ступени по трубопроводу 208 и предпочтительно подается в разделительную емкость 37, в которой легкие компоненты удаляются по трубопроводу 209, а конденсированный этилен удаляется по трубопроводу 210. Этиленовый хладагент в данном месте технологического процесса обычно находится при температуре примерно -24°F (-31°С) и давлении примерно 285 фунт/кв.дюйм абс. (1,97 МПа). Жидкий поток, выходящий из сборника-разделителя 37 в трубопровод 210, далее поступает в этиленовый экономайзер 34, где он охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 38, удаляется по трубопроводу 211 и проходит через устройство понижения давления, показанное в виде расширительного клапана 40, при этом хладагент подвергается мгновенному испарению до заданной температуры и давления и подается в этиленовый холодильник 42 высокой ступени по трубопроводу 212. Пар удаляется из холодильника 42 по трубопроводу 214 и направляется в этиленовый экономайзер 34, где пар выполняет функцию хладагента при помощи устройства косвенного теплообмена 46. Пары этилена затем удаляются из этиленового экономайзера 34 по трубопроводу 216 и подаются к входному отверстию высокой ступени компрессора этилена 48. Этиленовый хладагент, который не испаряется в этиленовом холодильнике 42 высокой ступени, отводится по трубопроводу 218 и возвращается в этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения с помощью устройства 50 косвенного теплообмена, отводится из этиленового экономайзера по трубопроводу 220 и подвергается мгновенному испарению в устройстве понижения давления, показанном в виде расширительного клапана 52, после чего полученный двухфазный продукт вводится в этиленовый холодильник 54 промежуточной ступени по трубопроводу 222.

Парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 125b, объединяется по меньшей мере с частью охлажденного потока, выходящего из холодильника 28 низкой ступени по трубопроводу 137, с образованием объединенного потока 125. Объединенный поток подвергается дальнейшему охлаждению в этиленовом холодильнике 42 высокой ступени с помощью устройства косвенного теплообмена 44. После охлаждения обогащенный метаном поток удаляется из этиленового холодильника 42 высокой ступени по трубопроводу 127. Данный поток затем частично конденсируется с помощью охлаждения, обеспечиваемого устройством косвенного теплообмена 56 в этиленовом холодильнике 54 низкой ступени, тем самым образуя двухфазный поток, который направляется в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 129, где поток дополнительно охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена/теплообменного канала 76.

Как отмечалось ранее, газ в трубопроводе 154 подается в основной метановый экономайзер 74, где поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 98. Образующийся в результате охлажденный сжатый метановый рециркулят или поток хладагента в трубопроводе 158 дополнительно охлаждается в этиленовом холодильнике 68 низкой ступени. В этиленовом холодильнике 68 низкой ступени данный поток охлаждается и конденсируется с помощью устройства 70 косвенного теплообмена в результате теплообмена с выходящим жидким потоком из клапана 52, который направляется в этиленовый холодильник 68 низкой ступени по трубопроводу 226. Сконденсированный обогащенный метаном продукт из конденсатора 68 низкой ступени выпускается по трубопроводу 122. Пар, отводимый из этиленового холодильника 54 низкой ступени по трубопроводу 224, и поток из этиленового холодильника 68 низкой ступени, отводимый по трубопроводу 228, объединяются и направляются по трубопроводу 230 к этиленовому экономайзеру 34, где эти пары выполняют функцию хладагента при помощи устройства 58 косвенного теплообмена. Затем поток направляется по трубопроводу 232 из этиленового экономайзера 34 во впускное отверстие низкой ступени компрессора этилена 48.

Как показано на фиг.1, выходящий поток из компрессора, образованный паром, введенным со стороны низкой ступени компрессора этилена 48, удаляется по трубопроводу 234, охлаждается с помощью охладителя промежуточной ступени 71 и возвращается в компрессор 48 по трубопроводу 236 для нагнетания вместе с потоком высокой ступени, находящимся в трубопроводе 216. Предпочтительно двухступенчатые устройства представляют собой единый модуль, хотя каждое из них может быть отдельным модулем, при этом модули механически соединены с общим приводом. Сжатый этиленовый продукт из компрессора 48 направляется по трубопроводу 200 в находящийся ниже по потоку охладитель 72. Продукт из охладителя 72 проходит по трубопроводу 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый холодильник 2 высокой ступени.

Предпочтительно, чтобы основной метановый экономайзер 74 содержал некоторое количество теплообменных каналов, которые обеспечивают косвенный теплообмен между различными, преимущественно метановыми потоками в экономайзере 74. Предпочтительно метановый экономайзер 74 содержит один или несколько пластинчато-ребристых теплообменников. Охлажденный поток из теплообменного канала 76 выходит из метанового экономайзера 74 по трубопроводу 124. Давление потока в трубопроводе 124 затем понижается с помощью устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 78, который обеспечивает испарение или мгновенное испарение части жидкого потока, тем самым образуя двухфазный поток. Давление потока, выходящего из этиленового холодильника 68 низкой ступени по трубопроводу 122, понижается с помощью устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 75, который обеспечивает испарение или мгновенное испарение части жидкого потока, тем самым образуя двухфазный поток. Двухфазный поток из расширительного клапана 78 далее проходит через камеру 80 мгновенного испарения метана высокой ступени вместе с двухфазным потоком из расширительного клапана 75, где они разделяются на поток газа мгновенного испарения, отводимый по трубопроводу 126, и поток жидкой фазы (т.е. поток, содержащий находящийся под давлением СПГ), отводимый по трубопроводу 130.

Поток газа мгновенного испарения далее транспортируется в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 126, где поток выполняет функцию хладагента в теплообменном канале 82 и помогает в охлаждении потока в теплообменных каналах 76 и 98. Таким образом, преимущественно метановый поток в теплообменном канале 82 нагревается, по меньшей мере частично, с помощью косвенного теплообмена с преимущественно метановым потоком в теплообменном канале 76. Нагретый поток выходит из теплообменного канала 82 и метанового экономайзера 74 по трубопроводу 128. Предпочтительно, чтобы температура нагретого преимущественно метанового потока, выходящего из теплообменного канала 82 по трубопроводу 128, была по меньшей мере примерно на 10°F (5°С) выше, чем температура потока в трубопроводе 124, и более предпочтительно, по меньшей мере примерно на 25°F (14°С) выше, чем температура потока в трубопроводе 124. Температура потока, выходящего из теплообменного канала 82 по трубопроводу 128, предпочтительно выше, чем примерно -50°F (-45°С), более предпочтительно выше, чем примерно 0°F (-18°С), еще более предпочтительно выше, чем примерно 25°F (-3,9°С), и наиболее предпочтительно находится в диапазоне от примерно 40°F до примерно 100°F (4,4-37,8°С).

Поток жидкой фазы, выходящий из камеры 80 мгновенного испарения высокой ступени по трубопроводу 130, проходит через второй метановый экономайзер 87, где жидкость дополнительно охлаждается парами мгновенного испарения, образованными ниже по потоку, с помощью устройства 88 косвенного теплообмена. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 132 и расширяется или мгновенно испаряется при помощи устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 91, для дальнейшего понижения давления и испарения второй части упомянутой жидкости. Данный двухфазный поток проходит в камеру 92 мгновенного испарения метана промежуточной ступени, где поток разделяется на газовую фазу, проходящую по трубопроводу 136, и жидкую фазу, проходящую по трубопроводу 134. Газовая фаза проходит по трубопроводу 136 во второй метановый экономайзер 87, где пар охлаждает жидкость, введенную в экономайзер 87 по трубопроводу 130, при помощи устройства 89 косвенного теплообмена. Трубопровод 138 служит в качестве переточного трубопровода между устройством 89 косвенного теплообмена во втором метановом экономайзере 87 и теплообменным каналом 95 в основном метановом экономайзере 74. Нагретый поток пара из теплообменного канала 95 выходит из основного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 140 и подводится во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора метана 83.

Давление потока жидкой фазы, выходящего из камеры 92 мгновенного испарения промежуточной ступени по трубопроводу 134, дополнительно понижается за счет прохождения через устройство понижения давления, показанное в виде расширительного клапана 93. И снова часть сжиженного природного газа подвергается испарению или мгновенному испарению. Двухфазный поток из расширительного клапана 93 направляется к конечной испарительной камере или камере 94 мгновенного испарения низкой ступени. В камере 94 мгновенного испарения паровая фаза отделяется и проходит по трубопроводу 144 во второй метановый экономайзер 87. Здесь пар выполняет функцию хладагента при помощи устройства 90 косвенного теплообмена, выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 146, который соединен с первым метановым экономайзером 74, где пар выполняет функцию хладагента при помощи теплообменного канала 96. Нагретый поток пара из теплообменного канала 96 выходит из основного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 148 и подводится во впускное отверстие низкой ступени компрессора 83.

Продукт сжиженного природного газа из камеры 94 мгновенного испарения низкой ступени, которая находится приблизительно при атмосферном давлении, проходит по трубопроводу 142 в резервуар 99 для хранения СПГ. В соответствии с общепринятой практикой сжиженный природный газ, находящийся в резервуаре 99 для хранения, можно транспортировать в желаемое место (как правило, с помощью океанского танкера для перевозки СПГ). Затем СПГ можно испарить на береговом терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии по обычным трубопроводам природного газа.

Как показано на фиг.1, высокая, промежуточная и низкая ступени компрессора 83 предпочтительно объединены в одном устройстве. Хотя это может быть предпочтительным в некоторых вариантах осуществления, каждая ступень может быть реализована в виде отдельного блока, при этом каждый из блоков механически соединен с другими, таким образом, что блоки могут приводиться в действие одним приводом. Сжатый газ из секции низкой ступени проходит через охладитель 85 промежуточной ступени и объединяется с газом промежуточного давления в трубопроводе 140 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 проходит через охладитель 84 промежуточной ступени и объединяется с газом высокого давления, подаваемым по трубопроводу 128, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (т.е. поток сжатого газа открытого метанового цикла) отводится из высокой ступени компрессора метана по трубопроводу 150, охлаждается в охладителе 86 и направляется в пропановый холодильник 2 высокого давления по трубопроводу 152, как описано выше. Поток охлаждается в холодильнике 2 при помощи устройства 4 косвенного теплообмена и поступает в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 154. Поток сжатого газа открытого метанового цикла из холодильника 2, который входит в основной метановый экономайзер 74, подвергается охлаждению в полном объеме с помощью прохождения через устройство 98 косвенного теплообмена. Этот охлажденный поток затем удаляется по трубопроводу 158 и охлаждается в этиленовом холодильнике 68 низкой ступени.

В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения система для получения СПГ, показанная на фиг.1, моделируется на компьютере с помощью традиционного программного обеспечения моделирования технологического процесса. Примеры подходящего программного обеспечения для моделирования включают HYSYS.TM. от Hyprotech, Aspen Plus.RTM. от Aspen Technology, Inc., и PRO/II.RTM. от Simulation Sciences Inc.

Хотя системы и способы, описанные в данном документе, были описаны подробно, следует понимать, что различные изменения, замены и модификации могут быть осуществлены без отступления от сущности и объема изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения. Специалисты в данной области техники смогут изучить предпочтительные варианты осуществления и определить другие способы практического использования изобретения, которые не являются в точности такими же, как описанные в данном документе. Согласно намерению авторов изобретения изменения и эквиваленты изобретения находятся в пределах объема формулы изобретения, в то время как описание, реферат и чертежи не должны использоваться для ограничения объема изобретения. В частности предполагается, что изобретение является настолько же широким, как и приведенная ниже формула изобретения и ее эквиваленты.

1. Способ сжижения природного газа, включающий:

a) охлаждение части питающего потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом с формированием охлажденного питающего потока природного газа;

b) разделение охлажденного питающего потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций;

c) расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций;

d) разделение расширенного первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций;

e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций, по меньшей мере части второго потока легких фракций и по меньшей мере части второго потока тяжелых фракций в колонну удаления тяжелых фракций с формированием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями;

f) охлаждение по меньшей мере части потока, обедненного тяжелыми фракциями, с помощью косвенного теплообмена со вторым хладагентом;

g) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и h) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

2. Способ по п. 1, в котором стадии (а)-(h) осуществляют в многоступенчатой установке для сжижения природного газа каскадного типа.

3. Способ по п. 1, в котором первый хладагент содержит преимущественно пропан или преимущественно пропилен.

4. Способ по п. 1, в котором второй хладагент содержит преимущественно этан или преимущественно этилен.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к ожижению природного газа. Холодильная машина содержит компрессор, вход которого сообщен с паровой зоной циркуляционного ресивера, а выход сообщен с жидкостной зоной циркуляционного ресивера, которая через циркуляционный насос сообщена со входом испарителя.

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
Настоящее изобретение относится к способу производства жидкого водорода и электроэнергии. Способ производства водорода и/или электроэнергии включает создание системы, подходящей для производства водорода и/или электроэнергии, содержащей, по меньшей мере, устройство реформинга, приспособленное для приема сырьевого природного газа и реформинга природного газа с получением водородсодержащего газа; устройство для производства электроэнергии, приспособленное для приема, по меньшей мере, части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и осуществления реформинга водорода для производства электроэнергии; и устройство для сжижения водорода, приспособленное для приема части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и для сжижения водорода с получением жидкого водорода, при этом во время работы в устройство для сжижения водорода подают по меньшей мере часть электроэнергии, произведенной в устройстве для выработки электроэнергии, и во время работы из системы отводят жидкий водород и/или электроэнергию; при этом в течение первого периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода жидкого водорода; и в течение второго периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода электроэнергии.

Изобретение относится к криогенике. Способ сжижения природного газа включает очистку нерасширившегося газа от примесей, разделение его на три потока, первый и второй из которых подают на сжижение по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов.

Группа изобретений относится к водозаборному блоку трубопроводов, который может быть подвешен к морской структуре. Блок содержит пучок из первого трубчатого канала и второго трубчатого канала, которые по существу простираются бок о бок в направлении длины.

Изобретение относится к способу охлаждения одно- или многокомпонентного потока косвенным теплообменом со смесью охлаждающего средства в циркуляционном контуре смеси охлаждающего средства.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа и утилизации попутного газа путем его сжижения. Устройство содержит линию подачи газа, три вихревых трубы с линиями отвода частично нагретого и охлажденного газа, связанные между собой каскадно через линии охлажденного газа.

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано в газовой промышленности для сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа, включающий предварительное охлаждение, очистку от масла и капельной влаги, адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа, охлаждение компрессата до полной конденсации, очистку от твердых примесей фильтрованием и разделение на технологический поток.

Изобретение относится к химической промышленности, в частности к способу получения сверхчистого сжатого гелия в баллонах. Газообразный гелий с концентрацией 99,99% подают на всасывание в компрессор [1], где сжимают до давления 15-25 кгс/см2.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ получения сжиженного метана высокой чистоты, включающий предварительное охлаждение компрессата, его разделение на технологический поток, который охлаждают, редуцируют и нагревают продуктовым и технологическим потоками, и продуктовый поток, который охлаждают, редуцируют и сепарируют с получением сжиженного метана и газа сепарации.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода. Полученный компрессат разделяют на две части. Одну часть охлаждают сторонним хладоагентом и хладоагентом, полученным в чиллере за счет тепла отходящих газов привода компрессора, и смешивают с другой частью, предварительно охлажденной частично нагретым газом сепарации, охлаждают в рекуперационном теплообменнике и разделяют на технологический и продуктовый газы. Продуктовый газ редуцируют и сепарируют с получением сжиженного природного газа и газа сепарации. Газ сепарации нагревают, смешивают с газами регенерации и используют в качестве топливного газа для привода компрессора. Технологический газ редуцируют, нагревают в рекуперационном теплообменнике и смешивают с очищенным и осушенным природным газом. Для снижения содержания легких компонентов в сжиженном природном газе редуцированный продуктовый газ сепарируют в условиях противоточного нагрева по меньшей мере частью технологического газа. Техническим результатом является повышение выхода и качества сжиженного природного газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх