Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции

Азот удаляют из криогенной углеводородной композиции. Криогенная углеводородная композиция делится на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть. Первая часть подается в колонну десорбции азота, работающую при давлении десорбции, из которой отводится обедненная азотом жидкость. Вторая часть подается в обедненную азотом жидкость или в поток жидкого углеводородного продукта или в технологический пар, которые получают из обедненной азотом жидкости при осуществлении по меньшей мере стадии сброса давления обедненной азотом жидкости до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции. Вторая часть обходит колонну десорбции азота между делением потока и подачей второй части в обедненную азотом жидкость, или поток жидкого углеводородного продукта, или технологический пар. Изобретение направлено на уменьшение габаритов установки и на повышение надежности. 2 н. и 18 з.п. ф-лы. 2 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из криогенной углеводородной композиции.

Сжиженный природный газ (СПГ) является экономически важным примером такой криогенной углеводородной композиции. Природный газ является полезным источником топлива, а также источником различных углеводородных соединений. Сжижение природного газа в установке для сжижения природного газа у источника потока природного газа или рядом с ним часто желательно по ряду причин. Например, природный газ можно легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в газообразном виде, поскольку он будет занимать меньший объем и не потребует хранения под высоким давлением.

В WO 2011/009832 описан способ обработки многофазного углеводородного потока, полученного из природного газа, в котором более низкокипящие компоненты, такие как азот, отделяют от многофазного углеводородного потока для получения потока сжиженного природного газа с более низким содержанием таких более низкокипящих компонентов. Применяется два последовательных газожидкостных сепаратора, работающих при различных давлениях. Многофазный углеводородный поток подают в первый газожидкостный сепаратор при первом давлении. Кубовый поток из первого газожидкостного сепаратора поступает во второй газожидкостный сепаратор, который обеспечивает пар при втором давлении, которое ниже, чем первое давление. Пар сжимают в компрессоре головного потока, и возвращают к первому газожидкостному сепаратору в качестве потока десорбирующего пара.

Недостаток способа и устройства, описанного в WO 2011/009832, заключается в том, что требуется два больших газожидкостных сепаратора.

Настоящее изобретение предлагает способ удаления азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу, который включает:

- обеспечение криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу;

- подачу первого потока сырья десорбера азота при давлении десорбции в колонну десорбции азота, содержащую по меньшей мере одну внутреннюю десорбционную секцию, расположенную внутри колонны десорбции азота, причем указанный первый поток сырья десорбера азота содержит первую часть указанной криогенной углеводородной композиции;

- отведение обедненной азотом жидкости из области сборника колонны десорбции азота, расположенной под десорбционной секцией;

- получение по меньшей мере потока жидкого углеводородного продукта и технологического пара из обедненной азотом жидкости, включающее по меньшей мере стадию сброса давления обедненной азотом жидкости до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции;

- сжатие указанного технологического пара до по меньшей мере давления десорбции, тем самым получая сжатый пар;

- пропускание потока десорбирующего пара в указанную колонну десорбции азота на уровне, находящемся ниже по вертикали от указанной десорбционной секции, причем указанный поток десорбирующего пара содержит по меньшей мере десорбирующую часть указанного сжатого пара;

- отведение паровой фракции, содержащей отводимую фракцию пара головного погона, полученную из головной части указанной колонны десорбции азота, в виде отходящего газа;

- деление потока криогенной углеводородной композиции на указанную первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть;

- сброс давления второй части до указанного давления мгновенного испарения;

- подачу второй части в по меньшей мере один поток из группы, состоящей из: обедненной азотом жидкости, жидкого углеводородного продукта и технологического пара; причем от указанного деления потока до указанной подачи второй части, вторая часть обходит указанную колонну десорбции азота.

В другом аспекте настоящее изобретение предлагает устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу, которая содержит:

- линию подачи криогенного сырья, соединенную с источником криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу;

- колонну десорбции азота, находящуюся в сообщении по текучей среде с линией подачи криогенного сырья, причем указанная колонна десорбции азота содержит по меньшей мере одну внутреннюю десорбционную секцию, расположенную внутри колонны десорбции азота;

- линию отведения пара головного погона, сообщающуюся с колонной десорбции азота через головную область внутри колонны десорбции азота;

- линию отведения обедненной азотом жидкости, сообщающуюся с областью сборника, расположенной внутри колонны десорбции азота ниже по вертикали от десорбционной секции;

- промежуточное устройство сброса давления в линии отведения обедненной азотом жидкости, находящееся в сообщении по текучей среде с колонной десорбции азота, выполненное с возможностью принимать обедненную азотом жидкость из области сборника колонны десорбции азота и сбрасывать давление обедненной азотом жидкости, причем указанное промежуточное устройство сброса давления находится на границе раздела между стороной давления десорбции, включающей колонну десорбции азота, и стороной давления мгновенного испарения;

- линию жидкого углеводородного продукта, расположенную на стороне давления мгновенного испарения для отведения потока жидкого углеводородного продукта, полученного из обедненной азотом жидкости;

- линию технологического пара, расположенную на стороне давления мгновенного испарения, для приема технологического пара, полученного из обедненной азотом жидкости;

- технологический компрессор, расположенный в линии технологического пара, выполненный с возможностью приема технологического пара и сжатия технологического пара для создания сжатого пара на выпускном отверстии технологического компрессора, причем указанный технологический компрессор находится на указанной границе раздела между стороной давления десорбции и стороной давления мгновенного испарения;

- линию десорбирующего пара, находящуюся в сообщении по текучей среде с колонной десорбции азота на уровне, расположенном ниже по вертикали от десорбционной секции, и выполненную с возможностью приема по меньшей мере десорбирующей части указанного сжатого пара из технологического компрессора;

- делитель исходного потока, расположенный в линии подачи криогенного сырья, выполненный с возможностью деления криогенной углеводородной композиции на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть;

- первую линию подачи сырья для транспортировки первой части от делителя исходного потока в колонну десорбции азота;

- вторую линию подачи сырья для транспортировки второй части от делителя исходного потока в по меньшей мере одну линию из группы, состоящей из: линии обедненной азотом жидкости, линии жидкого углеводородного продукта и линии технологического пара, причем указанная вторая линия подачи сырья обходит колонну десорбции азота.

В дальнейшем в этом документе изобретение будет дополнительно проиллюстрировано с помощью примеров и со ссылкой на чертежи, в которых:

на фиг. 1 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая способ и устройство, включающие вариант осуществления изобретения; и

на фиг. 2 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая способ и устройство, включающие другой вариант осуществления изобретения.

На этих фигурах одинаковые ссылочные позиции будут использоваться для обозначения тех же самых или аналогичных частей. Кроме того, одна ссылочная позиция будет использоваться для обозначения канала или линии, а также потока, транспортируемого по этой линии.

Настоящее изобретение относится к удалению азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу. Криогенную углеводородную композицию делят на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть. Первую часть подают в колонну десорбции азота, работающую при давлении десорбции, из которой отводят обедненную азотом жидкость. Вторую часть подают в обедненную азотом жидкость или в поток жидкого углеводородного продукта или в технологический пар, которые получают из обедненной азотом жидкости при осуществлении по меньшей мере стадии сброса давления обедненной азотом жидкости до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции. Поток десорбирующего пара подают в колонну десорбции азота, причем поток десорбирующего пара содержит по меньшей мере десорбирующую часть технологического пара после его сжатия.

Вторая часть обходит колонну десорбции азота между делением потока и подачей второй части в обедненную азотом жидкость и/или поток жидкого углеводородного продукта и/или технологический пар.

При этом нагрузка по жидкости колонны десорбции азота снижено по сравнению с тем случаем, когда вся подача криогенной углеводородной композиции подается в колонну десорбции азота, при этом одновременно достаточное количество жидкости может сохраняться в колонне десорбции азота, чтобы способствовать эффективной десорбции, используя поток десорбирующего пара. Следовательно, колонна десорбции азота может быть выполнена меньшей по размерам, чем в случае, описанном в WO 2011/009832, в котором первый газожидкостный сепаратор принимает весь многофазный углеводородный поток, который должен быть обработан.

С помощью предлагаемого в настоящем изобретении решения количество азота, остающееся в полученном потоке жидкого углеводородного продукта, может поддерживаться ниже определенного максимального нормативного содержания по азоту, при этом не вся криогенная углеводородная композиция проходит через колонну десорбции азота. Поток жидкого углеводородного продукта может храниться и транспортироваться при его криогенной температуре и приблизительно атмосферном давлении.

Предлагаемое решение также приводит к образованию отходящего газа, состоящего из паровой фракции, содержащей отводимую фракцию пара головного погона, полученную из головной части колонны десорбции азота. Паровая фракция может содержать значительное количество азота, возможно, от 50 мол.% до 95 мол.% азота. Однако, данная паровая фракция может еще использоваться в качестве потока топливного газа, предпочтительно при давлении топливного газа, не превышающем давление десорбции.

Предпочтительно отходящий газ потребляется при давлении топливного газа, не превышающем давления десорбции. При этом можно избежать необходимости в специальном компрессоре топливного газа. Кроме того, с помощью выбора давления десорбции, при давлении, превышающем давление топливного газа, любое сжатие, примененное к технологическому пару, имеет дополнительное связанное преимущество, такое как добавление энтальпии технологическому пару, которое позволяет использовать его в качестве десорбирующего пара.

Предполагается, что предлагаемые в настоящем изобретении способ и устройство являются наиболее выгодными, когда криогенная углеводородная композиция содержит от 1,5 мол.%, предпочтительно от 1,8 мол.% до 5 мол.% азота. Существующие альтернативные подходы также могут адекватно работать, когда содержание азота ниже примерно 1,8 мол.% и/или ниже примерно 1,5 мол.%.

Предлагаемый способ и устройство особенно подходят для использования в сочетании с системой сжижения углеводородов, такой как система сжижения природного газа, для того, чтобы удалять азот из неочищенного сжиженного продукта, который образуется в системе сжижения углеводородов. Обнаружено, что даже когда неочищенный сжиженный продукт (или криогенная углеводородная композиция) содержит достаточно высокое количество азота, от 1 мол.% (или от примерно 1 мол.%) до 5 мол.% (или до примерно 5 мол.%), образующийся в результате жидкий углеводородный продукт может соответствовать содержанию азота, находящемуся в пределах нормативов от 0,5 до 1 мол.% азота. Остальная часть азота отводится как часть паровой фракции в отходящем газе, вместе с регулируемым количеством метана.

На фигуре 1 представлено устройство, включающее вариант осуществления изобретения. Линия 8 подачи криогенного сырья находится в сообщении по текучей среде с колонной 20 десорбции азота через первую впускную систему 21.

Выше по потоку от линии 8 подачи криогенного сырья может быть предусмотрена система 100 сжижения. Система 100 сжижения функционирует в качестве источника криогенной углеводородной композиции. Система 100 сжижения находится в сообщении по текучей среде с линией 8 подачи криогенного сырья через основную систему 5 сброса давления, которая сообщается с системой 100 сжижения через линию 1 неочищенного сжиженного продукта. В показанном варианте осуществления основная система 5 сброса давления состоит из динамического устройства, такого как турбодетандер 6, и статического устройства, такого как клапан 7 Джоуля-Томсона, но возможны и другие варианты.

Первая линия 10 подачи сырья соединяет линию 8 подачи криогенного сырья с первой впускной системой 21 колонны 20 десорбции азота через делитель 9 исходного потока, расположенный между линией 8 подачи криогенного сырья и первой линией 10 подачи сырья.

Вторая линия 11 подачи сырья соединена с ее расположенной выше по ходу потока стороны с делителем 9 исходного потока. Данная вторая линия 11 подачи сырья обходит колонну 20 десорбции азота, как будет дополнительно объяснено ниже. Делитель 9 исходного потока выполнен с возможностью деления криогенной углеводородной композиции, которая проходит по линии 8 подачи криогенного сырья, на первую часть, которая поступает в первую линию 10 подачи сырья, и вторую часть, которая поступает во вторую линию 11 подачи сырья. Преимущество второй линии 11 подачи сырья и делителя 9 исходного потока заключается в том, что колонна 20 десорбции азота может быть меньше по размерам, чем в случае, когда линия 8 подачи криогенного сырья и первая линия 10 подачи сырья были бы непосредственно соединены без делителя, в результате чего вся криогенная углеводородная композиция поступала бы в колонну десорбции азота 20 через первую впускную систему 21.

Регулирующий клапан 15 обходящего потока расположен во второй линии 11 подачи сырья. Регулирующий клапан обходящего потока функционально связан с регулятором FC потока, предусмотренным в первой линии 10 подачи сырья. Регулятор FC потока выполнен с возможностью поддерживать расход указанной первой части через первую линию 10 подачи сырья на заданном целевом уровне расхода, регулируя отношение деления на первую и вторую части криогенной углеводородной композиции, протекающей через линию 8 подачи криогенного сырья.

Колонна 20 десорбции азота содержит внутреннюю десорбционную секцию 24, расположенную внутри колонны 20 десорбции азота. Линия 30 отведения пара головного погона сообщается с колонной 20 десорбции азота через головную часть 26 внутри колонны 20 десорбции азота. Линия 40 отведения обедненной азотом жидкости сообщается с колонной 20 десорбции азота через область 28 сборника внутри колонны 20 десорбции азота, расположенную ниже по вертикали от десорбционной секции 24.

Колонна 20 десорбции азота может содержать средство усиления контакта пар/жидкость для усиления разделения компонентов и отвода азота. В зависимости от допустимого количества азота в обедненной азотом жидкости и количества азота в линии 8 подачи криогенного сырья, в общей сложности может быть необходимо от 2 до 8 теоретических ступеней. В одном конкретном варианте осуществления требовалось 4 теоретических ступени. Такое средство усиления контакта может быть предусмотрено в виде тарелок и/или насадки, в виде или структурированной или неструктурированной насадки. По меньшей мере часть средства усиления контакта пар/жидкость соответственно образует часть внутренней десорбционной секции 24.

Промежуточное устройство 45 сброса давления расположено в линии 40 отведения обедненной азотом жидкости, и, таким образом, сообщается по текучей среде с колонной 20 десорбции азота. Промежуточное устройство 45 сброса давления функционально соединено с регулятором LC уровня, который взаимодействует с областью 28 сборника колонны 20 десорбции азота.

Промежуточное устройство 45 сброса давления находится на границе раздела между стороной давления десорбции, включающей колонну 20 десорбции азота, и стороной давления мгновенного испарения. Сторона давления мгновенного испарения включает в себя линию 90 жидкого углеводородного продукта, выполненную с возможностью отведения потока жидкого углеводородного продукта, полученного из обедненной азотом жидкости 40, и линию 60 технологического пара, выполненную с возможностью приема технологического пара, полученного из обедненной азотом жидкости 40. С помощью делителя 9 исходного потока и второй линии 11 подачи сырья, которые были кратко описаны выше, линия 8 подачи криогенного сырья соединяется по меньшей мере с одной линией из группы, состоящей из: линии 40 отведения обедненной азотом жидкости, линии 90 жидкого углеводородного продукта и линии 60 технологического пара. Предпочтительно вторая линия 11 подачи сырья не проходит через какой-либо косвенный теплообменник, функционирующий для косвенного обмена теплом с каким-либо технологическим потоком.

В показанном варианте осуществления сторона давления мгновенного испарения дополнительно содержит криогенный резервуар 210 для хранения, соединенный с линией 90 жидкого углеводородного продукта, для хранения потока жидкого углеводородного продукта, необязательную линию 230 подачи отпарного газа и необязательный конечный сепаратор 50 мгновенного испарения.

Если предусмотрен такой конечный сепаратор 50 мгновенного испарения, как, например, в варианте осуществления фигуры 1, вторая линия 11 подачи сырья подходящим образом осуществляет подачу в конечный сепаратор 50 мгновенного испарения. Кроме того, такой конечный сепаратор 50 мгновенного испарения может быть выполнен в сообщении по текучей среде с колонной 20 десорбции азота через промежуточное устройство 45 сброса давления и линию 40 отведения обедненной азотом жидкости. Конечный сепаратор 50 мгновенного испарения может быть кроме того соединен с криогенным резервуаром 210 для хранения через линию 90 жидкого углеводородного продукта. Криогенный насос 95 может присутствовать в линии 90 жидкого углеводородного продукта, чтобы способствовать транспортировке жидкого углеводородного продукта к криогенному резервуару 210 для хранения.

Линия 60 технологического пара, как показано в варианте осуществления фиг. 1, может быть соединена с необязательным конечным сепаратором 50 мгновенного испарения через линию 64 пара мгновенного испарения и регулирующий клапан 65 потока пара мгновенного испарения, а также с криогенным резервуаром 210 для хранения через необязательную линию 230 подачи отпарного газа. Преимущество последнего соединения заключается в том, что оно позволяет использовать по меньшей мере часть отпарного газа из криогенного резервуара 210 как часть технологического пара.

Кроме того, технологический компрессор 260 предусмотрен на границе раздела между стороной давления десорбции и стороной давления мгновенного испарения. Предпочтительно, технологический компрессор 260 приводится в действие электрическим двигателем. Технологический компрессор 260 расположен в линии 60 технологического пара для приема технологического пара и для сжатия технологического пара. Линия 70 отведения сжатого пара сообщается по текучей среде с выпускным отверстием 261 технологического компрессора 260. Подходящим образом, технологический компрессор 260 может быть снабжен антипомпажным регулятором и охладителем рециркулята, которые используются, когда технологический компрессор находится в режиме рецикла и во время пуска (не показаны на чертеже).

Линия 71 десорбирующего пара находится в сообщении по текучей среде с колонной 20 десорбции азота через вторую впускную систему 23, расположенную на уровне ниже по вертикали от десорбционной секции 24 и предпочтительно над областью 28 сборника. Линия 71 десорбирующего пара соединена с линией 70 отведения сжатого пара через необязательный перепускной делитель 79. Клапан 75 десорбирующего пара предусмотрен в линии 71 десорбирующего пара.

Необязательно, линия 74 подачи внешнего десорбирующего пара предусмотрена в сообщении по текучей среде со второй впускной системой 23 колонны 20 десорбции азота. В одном варианте осуществления, как показано на фиг. 1, необязательная линия 74 подачи внешнего десорбирующего пара соединена с линией 70 отведения сжатого пара. Регулирующий клапан 73 потока внешнего десорбирующего пара предусмотрен в необязательной линии 74 подачи внешнего десорбирующего пара. В одном варианте осуществления необязательная линия 74 подачи внешнего десорбирующего пара соответственно соединена с линией углеводородного пара в системе 100 сжижения или выше от нее по потоку.

Устройство 220 сжигания выполнено с возможностью приема по меньшей мере топливной части пара из линии 30 отведения головного погона. Устройство сжигания может содержать множество блоков сжигания и/или оно может включать в себя, например, одно или несколько из следующих устройств: печи, бойлера, инсинератора, двухтопливного дизельного двигателя или их сочетаний. Бойлер и двухтопливный дизельный двигатель могут быть соединены с электрогенератором.

Линия 87 рециркуляции пара необязательно выполнена с возможностью приема по меньшей мере паровой рециркуляционной части пара из линии 30 отведения головного погона. Линия 87 рециркуляции пара обходит колонну 20 десорбции азота, и обеспечивает обратную подачу по меньшей мере в одну из линий группы, состоящей из: линии 90 жидкого углеводородного продукта и линии 60 технологического пара. Регулирующий клапан 88 потока рециркуляции пара предпочтительно предусмотрен в линии 87 рециркуляции пара. Преимущество предложенной линии 87 рециркуляции пара заключается в том, что она позволяет селективно повышать содержание азота в потоке 90 жидкого углеводородного продукта. Если предусмотрен необязательный конечный сепаратор 50 мгновенного испарения, линия 87 рециркуляции пара подходящим образом осуществляет подачу в конечный сепаратор 50 мгновенного испарения.

Необязательно колонна 20 десорбции азота содержит внутреннюю ректификационную секцию 22 в дополнение к внутренней десорбционной секции 24. Внутренняя ректификационная секция 22 расположена внутри колонны 20 десорбции азота выше по вертикали, чем десорбционная секция 24. Первая впускная система 21 расположена по вертикали между внутренней ректификационной секцией 22 и внутренней десорбционной секцией 24. Головная часть 26 образована областью внутри колонны 20 десорбции азота выше по вертикали от ректификационной секции 22.

Необязательная внутренняя ректификационная секция 22 может содержать средство усиления контакта пар/жидкость, аналогичное находящемуся во внутренней десорбционной секции 24, для усиления разделения компонентов и отвода азота.

Как правило, колонна 20 десорбции азота взаимодействует с конденсатором для создания нисходящего потока жидкости через внутреннюю десорбционную секцию 24 и/или необязательную внутреннюю ректификационную секцию 22. Например, на фигуре 1 конденсатор предусмотрен в виде конденсатора 35 головного погона, внешнего по отношению к колонне 20 десорбции азота, тогда как на фигуре 2 он предусмотрен в виде встроенного внутреннего конденсатора 235 головного погона, который выполнен внутри головной части 26 в колонне 20 десорбции азота.

Такой конденсатор можно выгодным образом использовать для повторной конденсации по меньшей мере части сжатого технологического пара из линии 70 отведения сжатого пара. Например, в варианте осуществления фигуры 1, конденсатор 35 головного погона расположен в линии 30 отведения пара головного погона. Внутри конденсатора 35 головного погона пар головного погона может приводиться в косвенный теплообменный контакт с потоком 132 вспомогательного хладагента, в результате чего тепло передается от пара головного погона к потоку вспомогательного хладагента в количестве производительности по холоду. Регулирующий клапан 135 потока вспомогательного хладагента предусмотрен в линии 132 вспомогательного хладагента.

Регулятор 34 производительности по холоду может быть предусмотрен для регулирования производительности по холоду, представляющей собой степень, с которой тепло передается от пара головного погона к потоку вспомогательного хладагента. Соответственно, регулятор 34 производительности по холоду выполнен с возможностью регулирования производительности по холоду в ответ на показатель теплотворной способности отходящего газа по отношению к потребности в тепловой мощности. В показанном варианте осуществления регулятор 34 производительности по холоду выполнен в виде регулятора PC давления и регулирующего клапана 135 потока вспомогательного хладагента, которые функционально связаны друг с другом.

Снова ссылаясь на фиг. 1, сепаратор 33 головного погона расположен на расположенной ниже по ходу потока стороне линии 30 отведения пара головного погона. Линия 30 отведения пара головного погона разгружается в сепаратор 33 головного погона. Сепаратор 33 головного погона выполнен с возможностью отделения любой несконденсированной паровой фракции от любой сконденсированной фракции пара головного погона. Линия 80 отведения паровой фракции выполнена с возможностью отведения паровой фракции.

Подходящим образом, устройство 220 сжигания предусмотрено на расположенном ниже по ходу потока конце линии 80 отведения паровой фракции для приема по меньшей мере топливной части из паровой фракции в линии 80 отведения паровой фракции. Подходящим образом, конфигурация необязательной линии 87 рециркуляции пара включает необязательный делитель 89 паровой фракции, который может быть предусмотрен в линии 80 паровой фракции, обеспечивая регулируемое сообщение по текучей среде между линией 80 паровой фракции и линией 87 рециркуляции пара.

Теплообменник 85 рекуперации холода может быть предусмотрен в линии 80 отведения паровой фракции для сохранения холода, присутствующего в паровой фракции 80, с помощью теплообмена с потоком 86 рекуперации холода перед подачей паровой фракции 80 к любому устройству сжигания.

В одном варианте осуществления поток 86 рекуперации холода может содержать или состоять из побочного потока, происходящего из потока углеводородного сырья в линии 110 подачи углеводородного сырья системы 100 сжижения. Образующийся в результате охлажденный побочный поток может, например, быть объединен с криогенной углеводородной композицией в линии 8 подачи криогенного сырья. Таким образом, теплообмен для рекуперации холода в теплообменнике 85 рекуперации холода дополняет производительность криогенной углеводородной композиции. В другом варианте осуществления поток 86 рекуперации холода может содержать или состоять из пара головного погона в линии 30 отведения пара головного погона, предпочтительно участка линии 30 отведения пара головного погона, через который пар головного погона поступает из колонны 20 десорбции азота в конденсатор 35 головного погона. При этом производительность, требуемая от потока 132 вспомогательного хладагента в конденсаторе 35 головного погона, может быть снижена.

Система обратного орошения выполнена с возможностью допускать по меньшей мере часть 36 обратного орошения из сконденсированной фракции в колонну 20 десорбции азота на уровне над ректификационной секцией 22. В варианте осуществления фигуры 1 система обратного орошения включает в себя линию 37 отведения сконденсированной фракции, связанную по текучей среде с нижней частью сепаратора 33 головного погона, необязательный насос 38 обратного орошения, предусмотренный в линии 37 отведения сконденсированной фракции, и необязательный делитель 39 сконденсированной фракции. Необязательный делитель 39 сконденсированной фракции связывает по текучей среде линию 37 отведения сконденсированной фракции с колонной 20 десорбции азота через линию 36 части обратного орошения и систему 25 впуска обратного орошения, и с необязательной линией 13 рециркуляции жидкости. Необязательная линия 13 рециркуляции жидкости находится в сообщении по жидкой среде с линией 90 жидкого углеводородного продукта. Сообщение по жидкой среде означает, что линия 13 рециркуляции жидкости соединена с любом подходящим местом, из которого по меньшей мере часть части рециркуляции жидкости может поступать в линию 90 жидкого углеводородного продукта, при этом оставаясь в жидкой фазе. Таким образом, линия 13 рециркуляции жидкости может, например, быть непосредственно соединена с одним или несколькими элементами, выбранными из группы, состоящей из: колонны 20 десорбции азота, линии 8 подачи криогенного сырья, первой линии 10 подачи сырья, второй линии 11 подачи сырья, линии 40 отведения обедненной азотом жидкости, необязательного конечного сепаратора 50 мгновенного испарения и линии 90 жидкого углеводородного продукта. Рециркуляционный клапан 14 предусмотрен в необязательной линии 13 рециркуляции жидкости. Необязательный клапан 32 потока обратного орошения, функционально регулируемый регулятором потока обратного орошения (не показан), предпочтительно может быть предусмотрен в линии 36 части обратного орошения.

Линия 13 рециркуляции жидкости находится в сообщении по жидкой среде с линией 90 жидкого углеводородного продукта, предпочтительно через путь рециркуляции, который не проходит через ректификационную секцию 22, если она предусмотрена. Таким образом линия 13 рециркуляции жидкости помогает избежать подачи слишком большого количества жидкости в ректификационную секцию 22 и избежать прохождения рециркулирующей жидкости через ректификационную секцию 22. Это целесообразно, чтобы избежать нарушения равновесия в колонне 20 десорбции азота.

Необязательный перепускной делитель 79 находится в сообщении по текучей среде с линией 30 отведения пара головного погона, предпочтительно на стороне, расположенной выше по ходу потока от конденсатора 35 головного погона, если последний предусмотрен. Для этого может быть предусмотрена необязательная перепускная линия 76 пара между необязательным перепускным делителем 79 и линией 30 отведения пара головного погона. Перепускной регулирующий клапан 77 пара предпочтительно предусмотрен в перепускной линии 76 пара. Преимущество такой перепускной линии 76 пара состоит в том, что когда имеется избыток технологического пара, он может быть обработан вместе с отходящим газом в линии 80 отведения паровой фракции, не нарушая материальный баланс в колонне 20 десорбции азота. Перепускная линия 76 пара подходящим образом проходит вдоль обходного пути между перепускным делителем 79 и линией 30 отведения пара головного погона на стороне выше по ходу потока от конденсатора 35 головного погона. Обходной путь проходит между перепускным делителем 79 и линией 30 отведения пара головного погона и/или линией 80 отведения паровой фракции. Обходной путь не проходит через внутреннюю десорбционную секцию 24 в колонне 20 десорбции азота. Таким образом можно избежать прохождения недесорбирующей части через внутреннюю десорбционную секцию 24, что помогает избежать нарушения равновесия в колонне 20 десорбции азота.

Система 100 сжижения в настоящем описании до сих пор была представлена очень схематично. Она может представлять любую подходящую систему сжижения углеводородов и/или процесс, в частности, любой процесс сжижения природного газа, дающий сжиженный природный газ, и изобретение не ограничено конкретным выбором системы сжижения. Примеры подходящих систем сжижения применяют процессы одноконтурного охлаждения хладагентом (обычно одноконтурное охлаждение смешанным хладагентом - SMR-процессы, такие как PRICO, описанный в работе K.R. Johnsen и Р. Christiansen «LNG Production on floating platforms», представленной на конференции Gastech 1998 (Дубай), но также возможно применение процесса однокомпонентного хладагента, как, например, процесс BHP-cLNG, также описанный в вышеупомянутой работе K.R. Johnsen и Р. Christiansen); процессы двухконтурного охлаждения хладагентом (например, часто используемый процесс со смешанным хладагентом и пропаном с частой аббревиатурой C3MR, описанный, например, в патенте US 4404008, или, например, процессы двухконтурного охлаждения со смешанным хладагентом - DMR, пример которых описан в патенте US 6658891, или, например, процессы с двумя контурами, в которых каждый контур хладагента содержит однокомпонентный хладагент); и процессы, основанные на трех или более последовательностях компрессоров для трех или более контуров охлаждения, пример которых описан в патенте US 7114351.

Другие примеры подходящих систем сжижения описаны в патентах: US 5832745 (Shell SMR); US 6295833 и US 5657643 (оба являются вариантами Black & Veatch SMR); US 6370910 (Shell DMR). Другим подходящим примером процесса DMR является так называемый процесс LIQUEFIN от Axens, описанный, например, в статье P-Y Martin et al, озаглавленной «LIQUEFIN: AN INNOVATIVE PROCESS TO REDUCE LNG COSTS», представленной на 22-ой Всемирной газовой конференции в Токио, Япония (2003). Другие подходящие процессы с тремя контурами описаны, например, в патентах US 6962060; WO 2008/020044; US 7127914; DE3521060A1; US 5669234 (коммерчески известный как оптимизированный каскадный процесс); US 6253574 (коммерчески известный как каскадный процесс со смешанными хладагентами); US 6308531; в публикации заявки US 2008/0141711; Mark J. Roberts et al, «Large capacity single train AP-X(TM) Hybrid LNG Process», Gastech 2002, Доха, Катар (13-16 октября 2002). Эти ссылки приводятся, чтобы продемонстрировать широкую применимость изобретения, и не являются исключительным и/или исчерпывающим перечнем возможностей.

Предпочтительно, но не обязательно, любой компрессор, являющийся частью процесса сжижения углеводородов в системе сжижения, в частности любой компрессор хладагента, приводится в действие с помощью одного или нескольких электродвигателей, без механического приведения в действие любой паровой и/или газовой турбиной. Такой компрессор может приводиться в действие исключительно одним или несколькими электродвигателями. Не во всех приведенных выше примерах применяются электродвигатели в качестве приводов компрессоров хладагента. Должно быть понятно, что любые приводы, отличные от электродвигателей, могут быть заменены на электродвигатель, чтобы извлечь наибольшую пользу из настоящего изобретения.

Пример, в котором система 100 сжижения основана, например, на C3MR или Shell DMR, кратко проиллюстрирован на фигуре 2. В ней используется криогенный теплообменник 180, в данном случае в виде спирального теплообменника, содержащего нижний и верхний пучки (соответственно, 181 и 182) труб для углеводородного продукта, нижний и верхний пучки (соответственно, 183 и 184) труб для легкого смешанного хладагента (LMR) и пучок 185 труб для тяжелого смешанного хладагента (HMR).

Нижний и верхний пучки 181 и 182 труб для углеводородного продукта связывают по текучей среде линию 1 неочищенного сжиженного продукта с линией 110 подачи углеводородного сырья. По меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения для охлажденного углеводорода может быть предусмотрен в линии 110 подачи углеводородного сырья выше по потоку от криогенного теплообменника 180.

Основной хладагент в виде смешанного хладагента подается в контур 101 циркуляции основного хладагента. Контур 101 циркуляции основного хладагента содержит линию 150 отработанного хладагента, соединяющую криогенный теплообменник 180 (в данном случае межтрубную зону 186 криогенного теплообменника 180) с основной стороной всасывания компрессора 160 основного хладагента, и линию 120 сжатого хладагента, соединяющую выпускное отверстие компрессора 160 основного хладагента с MR сепаратором 128 (сепаратором смешанного хладогента). Один или несколько теплообменников предусмотрено в линии 120 сжатого хладагента, включающей в себя в настоящем примере по меньшей мере один теплообменник 124, использующий теплоноситель с температурой окружающей среды, и по меньшей мере один теплообменник 125 предварительного охлаждения с охлажденным основным хладагентом. MR сепаратор 128 находится в сообщении по текучей среде с нижним пучком 183 труб для LMR через линию 121 легкого смешанного хладагента, и с пучком труб для HMR через линию 122 тяжелого смешанного хладагента.

По меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов и по меньшей мере один теплообменник 125 предварительного охлаждения охлаждаемого основного хладагента охлаждаются хладагентом предварительного охлаждения (по линиям 127 и 126, соответственно). Этот же хладагент предварительного охлаждения может быть передан из этого же цикла для хладагента предварительного охлаждения. Кроме того, по меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения для охлажденного углеводорода и по меньшей мере один теплообменник 125 предварительного охлаждения с охлажденным основным хладагентом могут быть объединены в одно теплообменное устройство предварительного охлаждения (не показано). Приводится ссылка на патент US 6370910 в качестве неограничивающего примера.

Необязательная линия 74 подачи внешнего десорбирующего пара (если предусмотрена) может подходящим образом соединяться с линией 110 подачи углеводородного сырья, или в точке выше по потоку от по меньшей мере одного теплообменника 115 предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов, ниже по потоку от по меньшей мере одного теплообменника 115 предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов, или (например, если возможно предусмотреть два или более теплообменника предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов) между двумя последовательными теплообменниками предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов, для получения части потока углеводородного сырья из линии 110 подачи углеводородного сырья.

В точке перехода между верхними (182, 184) и нижними (181, 183) пучками труб пучок 185 труб для HMR находится в соединении по текучей среде с линией 141 HMR, в которой предусмотрен регулирующий клапан 144 HMR. Линия 141 HMR находится в сообщении по текучей среде с межтрубной зоной 186 криогенного теплообменника 180 и, через указанную межтрубную зону 186 и в теплообменной конфигурации с каждым одним из нижнего пучка 181 труб для углеводородного продукта, нижнего пучка 183 труб для LMR и пучка 185 труб для HMR, с линией 150 отработанного хладагента.

Над верхними пучками 182 и 184 труб, возле верхней части криогенного теплообменника 180, пучок 184 труб для LMR находится в соединении по текучей среде с линией 131 LMR. Первая возвратная линия 133 LMR устанавливает сообщение по текучей среде между линией 131 LMR и межтрубной зоной 186 криогенного теплообменника 180. Регулирующий клапан 134 LMR предусмотрен в первой возвратной линии 133 LMR. Первая возвратная линия 133 LMR находится в сообщении по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента через указанную межтрубную зону 186, и в теплообменной конфигурации с каждым одним из верхнего и нижнего пучков 182 и 181 труб для углеводородного продукта, и каждым одним из пучков 183 и 184 труб для LMR, и пучком 185 труб для HMR.

На фиг. 2 показан один возможный источник вспомогательного хладагента. Линия 131 LMR разделяется на линию 132 вспомогательного хладагента и первую возвратную линию 133 LMR. Вторая возвратная линия 138 LMR на ее расположенном выше по ходу потока конце соединяется по текучей среде с линией 132 вспомогательного хладагента через конденсатор головного погона (который может быть выполнен в виде встроенного внутреннего конденсатора 235 головного погона), а на расположенном ниже по ходу потока конце вторая возвратная линия 138 LMR в конечном счете соединяется с линией 150 отработанного хладагента, соответственно через первую линию 141 HMR.

Линии вокруг колонны 20 десорбции азота на фигуре 2 аналогичны линиям, показанным на фигуре 1, и не будут подробно описываться снова. Необязательные линии, включающие в себя необязательную линию 13 рециркуляции жидкости, необязательную линию 74 подачи внешнего десорбирующего пара, необязательную перепускную линию 76 пара и необязательную линию 87 рециркуляции пара, могут быть предусмотрены, но не были отражены на фигуре 2 в целях ясности.

Одно из отличий, которое следует отметить, сравнивая вариант осуществления фигуры 2 с вариантом осуществления фигуры 1, заключается в том, что конденсатор 35 головного погона, сепаратор 33 головного погона и система обратного орошения были выполнены в виде встроенного внутреннего конденсатора 235 головного погона, известного в области техники. При необходимости необязательная линия 13 рециркуляции жидкости может быть предусмотрена также и в случае, представленном на фигуре 2, например, с помощью обеспечения необязательного делителя 39 сконденсированной фракции в виде тарелки частичного отбора жидкости (не показана), расположенной по вертикали между встроенным внутренним конденсатором 235 головного погона и ректификационной секцией 22.

Устройство и способ для удаления азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метан-содержащую жидкую фазу может работать следующим образом.

Криогенная углеводородная композиция 8, содержащую азот- и метансодержащую жидкую фазу, обеспечивается предпочтительно при начальном давлении от 2 до 15 бар абс. и предпочтительно при температуре ниже -130°C.

Криогенная углеводородная композиции 8 может быть получена из коллекторов природного газа или нефти, или угольных пластов. В качестве альтернативы криогенная углеводородная композиция 8 также может быть получена из другого источника, включающего, например, искусственный источник, такой как процесс Фишера-Тропша. Предпочтительно криогенная углеводородная композиция 8 содержит по меньшей мере 50 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% метана.

В типичных вариантах осуществления температура ниже -130°C может быть достигнута прохождением потока 110 углеводородного сырья через систему 100 сжижения. В такой системе 100 сжижения поток 110 углеводородного сырья, содержащий парообразное углеводородсодержащее сырье, может быть подвергнут теплообмену, например, в криогенном теплообменнике 180, с потоком основного хладагента, тем самым вызывая сжижение парообразного сырья из потока сырья с образованием неочищенного сжиженного потока в линии 1 неочищенного сжиженного продукта. Желаемая криогенная углеводородная композиция 8 может затем быть получена из неочищенного сжиженного потока 1.

Поток основного хладагента может быть образован циркуляцией основного хладагента в контуре 101 циркуляции основного хладагента, при которой отработанный хладагент 150 сжимают в компрессоре 160 основного хладагента с образованием сжатого хладагента 120 из отработанного хладагента 150. Тепло отводится из сжатого хладагента, отводимого из компрессора 160 основного хладагента, через один или несколько теплообменников, предусмотренных в линии 120 сжатого хладагента. Это приводит к образованию частично сконденсированного сжатого хладагента, который подвергается фазовому разделению в MR сепараторе 128 на фракцию 121 легкого хладагента, состоящую из парообразных компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента, и фракцию 122 тяжелого хладагента, состоящую из жидких компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента.

Фракция 121 легкого хладагента проходит последовательно через нижний пучок 183 LMR и верхний пучок 184 LMR криогенного теплообменника 180, в то время как фракция 122 тяжелого хладагента проходит через пучок 185 HMR криогенного теплообменника 180 к точке перехода. При прохождении через эти соответствующие пучки труб соответствующие легкие и тяжелые фракции хладагента охлаждаются с помощью легких и тяжелых фракций хладагента, которые испаряются в межтрубной зоне 186, снова образуя отработанный хладагент 150, который завершает цикл. Одновременно с этим, поток 110 углеводородного сырья проходит через криогенный теплообменник 180, последовательно через нижний пучок 181 для углеводородов и верхний пучок 182 для углеводородов, и подвергается сжижению и переохлаждению с помощью того же самого испарения легких и тяжелых фракций хладагента.

В зависимости от источника поток 110 углеводородного сырья может содержать различные количества компонентов, отличных от метана и азота, включающих один или несколько неуглеводородных компонентов, отличных от воды, таких как СО2, Hg, H2S и другие соединения серы; и один или несколько углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как, в частности, этан, пропан и бутаны и, возможно, меньшие количества пентанов и ароматических углеводородов. Углеводороды с молекулярной массой, соответствующей по меньшей мере массе пропана, могут называться здесь С3+ углеводородами, и углеводороды с молекулярной массой, соответствующей по меньшей мере массе этана, могут здесь называться С2+ углеводородами.

При необходимости поток 110 углеводородного сырья может быть предварительно обработан для уменьшения количества и/или удаления одного или нескольких нежелательных компонентов, таких как CO2 и H2S, или направляться на другие стадии, такие как предварительное сжатие или тому подобное. Такие стадии хорошо известны специалистам в данной области техники, и их механизмы не обсуждаются здесь дополнительно. Состав потока 110 углеводородного сырья, таким образом, меняется в зависимости от типа и местоположения источника газа и примененной предварительной обработки (обработок).

Неочищенный сжиженный поток 1 может содержать от 1 мол.% до 5 мол.% азота, иметь исходную температуру от -165°C до -120°C и обычно давление сжижения от 15 до 120 бар абс. Во многих случаях исходная температура может составлять от -155°C до -140°C. В пределах этого более узкого диапазона требуется более низкая холодопроизводительность в системе 100 сжижения, чем в случае, когда желательны более низкие температуры, тогда как величина переохлаждения при давлении выше 15 бар абс. достаточно высока, чтобы избежать избыточного образования паров мгновенного испарения при сбросе давления до 1-2 бар абс.

Криогенная углеводородная композиция 8 может быть получена из неочищенного сжиженного потока 1 с помощью основного сброса давления неочищенного сжиженного потока 1 от давления сжижения до начального давления. Когда криогенная углеводородная композиция 8 поступает в делитель 9 исходного потока, криогенная углеводородная композиция 8 разделяется в делителе 9 исходного потока на первую часть в виде первого потока сырья десорбера азота в первой линии 10 подачи сырья и вторую часть в виде обходного потока сырья во второй линии 11 подачи сырья. Вторая часть имеет тот же самый состав и фазу, что и первая часть.

Первый поток 10 сырья десорбера азота получают из криогенной углеводородной композиции 8 и затем подают в колонну 20 десорбции азота при давлении десорбции через первую впускную систему 21.

Давление десорбции обычно меньше или равно начальному давлению. Давление десорбции в предпочтительных вариантах осуществления выбирают в диапазоне от 2 до 15 бар абс.. Предпочтительно давление десорбции составляет по меньшей мере 4 бар абс., поскольку при немного более высоком давлении десорбции десорбирующий пар в линии 71 десорбирующего пара может выигрывать от некоторой дополнительной энтальпии (в виде теплоты сжатия), которая добавляется к технологическому потоку 60 в технологическом компрессоре 260. Предпочтительно давление десорбции составляет не более 8 бар абс., чтобы способствовать эффективности сепарации в колонне 20 десорбции азота. Кроме того, если давление десорбции находится в диапазоне от 4 до 8 бар абс., отходящий газ в линии 80 паровой фракции может быть легко использован в качестве так называемого потока топлива низкого давления без необходимости дополнительного сжатия.

В одном примере начальная температура неочищенного сжиженного потока 1 составляла -161°C, в то время как давление сжижения составляло 55 бар абс. Основной сброс давления может быть осуществлен в две стадии: первая динамическая стадия осуществляется с помощью турбо детандера 6 для снижения давления от 55 бар абс. до примерно 10 бар абс., за которой следует дальнейший сброс давления до 7 бар абс. на статической стадии с помощью клапана 7 Джоуля-Томсона. Предполагалось, что давление десорбции в данном случае составляло 6 бар абс.

Поток 30 пара головного погона получают из головной части 26 колонны 20 десорбции азота. Паровая фракция 80, полученная из потока 30 пара головного погона и содержащая отводимую фракцию пара 30 головного погона, отводится в виде отходящего газа. Подходящим образом, по меньшей мере топливная часть паровой фракции 80 подается в устройство 220 сжигания при давлении топливного газа, которое не превышает давления десорбции.

Обедненную азотом жидкость 40 отводят из области 26 сборника колонны 20 десорбции азота. Температура обедненной азотом жидкости 40 обычно выше, чем температура первого потока 10 сырья десорбера азота. Как правило, предполагается, что температура обедненной азотом жидкости 40 выше, чем температура первого потока 10 сырья десорбера азота, и составляет от -140°C до -80°C, предпочтительно от -140°C до -120°C.

Обедненная азотом жидкость 40 далее подвергается сбросу давления, предпочтительно с помощью промежуточного устройства 45 сброса давления, до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции, соответствуя диапазону от 1 до 2 бар абс. Предпочтительно давление мгновенного испарения находится в диапазоне от 1,0 до 1,4 бар абс. При немного более высокой разнице между давлением мгновенного испарения и давлением десорбции десорбирующий пар в линии 71 десорбирующего пара может выигрывать от некоторой дополнительной теплоты сжатия, которая добавляется к технологическому потоку 60 в технологическом компрессоре 260.

Промежуточное устройство 45 сброса давления может регулироваться регулятором LC уровня, настроенным на повышение расхода через промежуточное устройство сброса давления, если уровень жидкости, накопленной в области 26 сборника колонны 20 десорбции азота, превышает целевой уровень. В результате сброса давления температура обычно понижается ниже -160°C. Поток 90 жидкого углеводородного продукта, который при этом образуется, обычно может храниться при атмосферном давлении в открытом изотермическом криогенном резервуаре для хранения.

Также образуется технологический пар 60. Технологический пар 60 может содержать пар 64 мгновенного испарения, который часто образуется в результате сброса давления обедненной азотом жидкости 40 и/или сброса давления обходного потока 11 сырья.

Вторая часть криогенной углеводородной композиции 8 в виде обходного потока 11 сырья, может подаваться, например, в необязательный конечный сепаратор 50 мгновенного испарения. Деление потока 8 криогенной углеводородной композиции на первую и вторую части является таким, что вторая часть 11 имеет тот же самый состав и фазу, что и первая часть 10.

Отношение деления, определяемое как расход второй части относительно расхода криогенной углеводородной композиции в линии 8 криогенной углеводородной композиции, можно регулировать с помощью регулирующего клапана 15 обходного потока. Данный регулирующий клапан 15 обходного потока можно регулировать с помощью регулятора потока FC для сохранения заданного целевого расхода первого потока 10 сырья десорбера азота в колонну 20 десорбции азота. Регулятор потока FC будет увеличивать открытую часть регулирующего клапана 15 обходного потока, если существует избыточный расход, превышающий целевой расход, и уменьшать открытую часть, если существует недостаточный расход по сравнению с целевьм расходом.

В качестве общей рекомендации, отношение деления можно предпочтительно выбрать от 50% до 95%. Более низкие значения, как правило, рекомендуются для более высокого содержания азота в криогенной углеводородной композиции, тогда как более высокие значения предпочтительны для более низкого содержания азота. В одном примере содержание азота в криогенной углеводородной композиции 8 составляло 3,0 мол.%, в результате чего выбранное отношение деления было 75%.

Вторая часть, выходящая из делителя 9 исходного потока, также может подвергаться сбросу давления до указанного давления мгновенного испарения перед ее последующей подачей по меньшей мере в одну линию из группы, состоящей из: линии 40 отведения обедненной азотом жидкости, линии 90 жидкого углеводородного продукта и линии 60 технологического пара; при этом обходя колонну 20 десорбции азота. Соответственно необязательная вторая часть подается в необязательный конечный сепаратор 50 мгновенного испарения. Однако вторая часть, происходящая из делителя 9 исходного потока, предпочтительно не подвергается какому-либо функциональному косвенному теплообмену по пути от делителя 9 исходного потока до указанной последующей подачи. В данном контексте выражение «функциональный косвенный теплообмен» предназначено для исключения характерного «нефункционального» теплообмена и/или незначительного теплообмена между второй частью во второй линии 11 подачи сырья и окружающей средой второй линии 11 подачи сырья.

Отпарной газ 230 обычно образуется в результате добавления тепла в поток 90 жидкого углеводородного продукта, в результате чего часть потока 90 жидкого углеводородного продукта испаряется с образованием отпарного газа. В обычной установке СПГ образование отпарного газа может превышать расход пара мгновенного испарения в несколько раз, особенно во время эксплуатации установки в так называемом режиме загрузки, и, следовательно, важное преимущество заключается не только в повторной конденсации пара мгновенного испарения, но и в повторной конденсации отпарного газа, а также, если не хватает местной потребности в тепловой мощности для использования всего метана, содержащегося в отпарном газе.

Для того, чтобы облегчить передачу отпарного газа к потоку 60 технологического пара, предпочтительно необязательная линия 230 подачи отпарного газа соединяет область пара в криогенном резервуаре 210 для хранения с линией 60 технологического пара. Для того, чтобы облегчить передачу пара 64 мгновенного испарения в поток 60 технологического пара, и далее деазотировать поток 90 жидкого углеводородного продукта, предпочтительно, обедненную азотом жидкость после сброса давления подают в необязательный конечный сепаратор мгновенного испарения, где она подвергается фазовому разделению при давлении мгновенного разделения на поток 90 жидкого углеводородного продукта и пар 64 мгновенного испарения. Давление мгновенного разделения равно или ниже, чем давление мгновенного испарения, и соответственно находится в диапазоне от 1 до 2 бар абс. Предусмотрено, что в одном варианте осуществления давление мгновенного разделения составляет 1,05 бар абс.

Технологический пар 60 сжимают до по меньшей мере давления десорбции, тем самым получая поток 70 сжатого пара. Поток 71 десорбирующего пара получают из потока 70 сжатого пара и направляют в колонну 20 десорбции азота через вторую впускную систему 23. Этот десорбирующий пар может просачиваться вверх через десорбционную секцию 23, контактируя в противотоке с жидкостями, просачивающимися вниз через десорбционную секцию 23.

Если линия 74 подачи внешнего десорбирующего пара предусмотрена в сообщении по текучей среде со второй впускной системой 23, внешний десорбирующий пар может при необходимости подаваться в колонну 20 десорбции азота через вторую впускную систему 23. При этом можно избежать существенного нарушения работы колонны 20 десорбции азота, например, в случае, когда технологический компрессор 260 не обеспечивает подачу потока 70 сжатого пара в достаточных количествах.

Получение потока 71 десорбирующего пара из потока 70 сжатого пара может включать в себя разделение потока 70 сжатого пара на поток 71 десорбирующего пара и перепускаемую часть пара, которая не содержит десорбирующую часть и которая может быть избирательно введена в линию 30 пара головного погона, обходя таким образом колонну 20 десорбции азота. Избирательный ввод можно регулировать с помощью перепускного регулирующего клапана 77 пара. Соответственно, перепускной регулирующий клапан 77 пара регулируют с помощью регулятора давления в линии 70 сжатого пара, который настроен на увеличение открытой части перепускного регулирующего клапана 77 пара в ответ на повышение давления в линии 70 сжатого пара. Предполагается, что расход перепускаемой части пара, которая может проходить через перепускную линию 76 пара в поток 30 пара головного погона, является особенно высоким при так называемом режиме загрузки, во время которого количество отпарного газа обычно оказывается гораздо выше, чем обычно бывает во время так называемого режима хранения. Предпочтительно перепускной регулирующий клапан 77 пара полностью закрыт во время нормальной эксплуатации в режиме хранения.

В предпочтительных вариантах осуществления частично сконденсированный промежуточный поток образуется из пара 30 головного погона. Это включает косвенный теплообмен пара 30 головного погона с потоком 132 вспомогательного хладагента, в результате чего тепло передается от пара 30 головного погона к потоку 132 вспомогательного хладагента при выбранной производительности по холоду. Образующийся в результате частично сконденсированный промежуточный поток содержит сконденсированную фракцию и паровую фракцию.

В контексте настоящего описания производительность по холоду отражает степень, с которой происходит теплообмен в конденсаторе, которая может быть выражена в единицах мощности (например, в ваттах или мегаваттах). Производительность по холоду связана с расходом вспомогательного хладагента, направляемого для теплообмена с паром головного погона.

Поток 132 вспомогательного хладагента предпочтительно имеет точку начала кипения в стандартных условиях при более низкой температуре, чем точка начала кипения потока 30 пара головного погона при стандартных условиях (стандартные условия по ISO 13443: 15°C при 1,0 атмосфере. Это облегчает повторную конденсацию относительно высокого количества метана, присутствующего в потоке 30 пара головного погона, что, в свою очередь, облегчает регулируемость содержания метана в паровой фракции 80. Например, вспомогательный хладагент может содержать от 5 мол.% до 75 мол.% азота. В предпочтительном варианте осуществления поток вспомогательного хладагента образуется с помощью отводимого потока из потока основного хладагента, более предпочтительно с помощью отводимого потока легкой фракции хладагента. Этот последний случай проиллюстрирован на фигуре 2, но также может применяться в варианте осуществления фигуры 1. Такой отводимый поток можно удобно направить обратно в контур основного хладагента через межтрубную зону 186 криогенного теплообменника 180, где он может еще способствовать отведению тепла из потока в верхних и/или нижних пучках труб.

Например, предусмотренный состав вспомогательного хладагента содержит от 25 мол.% до 40 мол.% азота; от 30 мол.% до 60 мол.% метана и до 30 мол.% С2 (этана и/или этилена), в результате чего вспомогательный хладагент содержит по меньшей мере 95% этих компонентов, и/или общее содержание азота и метана составляет по меньшей мере 65 мол.%. Состав в пределах данных диапазонов может быть легко доступен из основного контура циркуляции хладагента, если для переохлаждения сжиженного потока углеводородов используется смешанный хладагент.

Также можно использовать отдельный контур охлаждения для частичной конденсации потока 30 пара головного погона. Тем не менее, использование потока, отводимого от основного потока хладагента, имеет преимущество в том, что количество дополнительного оборудования, которое должно быть установлено, является минимальным. Например, не потребуются дополнительный компрессор вспомогательного хладагента и конденсатор вспомогательного хладагента.

Сконденсированная фракция отделяется от паровой фракции в сепараторе 33 головного погона при давлении разделения, которое может быть ниже, чем давление десорбции, и предпочтительно находится в диапазоне от 2 до 15 бар абс. Паровая фракция отводится по линии 80 отведения паровой фракции. Сконденсированная фракция отводится из сепаратора 33 головного погона в систему обратного орошения, например, по линии 37 отведения сконденсированной фракции.

Таким образом, конденсатор 35 головного погона создает возможность для повторной конденсации парообразного метана, который ранее входил в состав неочищенного сжиженного продукта 1, при условии, что он превышает целевое содержание метана в отводимой паровой фракции 80, с помощью добавления любого такого парообразного метансодержащего потока к потоку (сжатого) технологического пара. Ранее образующий часть технологического пара 60 или сжатого технологического пара 70, парообразный метан может найти свой путь к теплообмену со вспомогательным хладагентом 132, с помощью которого он избирательно конденсируется из пара 30 головного погона колонны 20 десорбции азота, одновременно позволяя большей части азота отводиться с отходящим газом. При этом становится возможным удалить достаточное количество азота из криогенной углеводородной композиции 8 для получения потока 90 жидкого углеводородного продукта в пределах желаемого максимального норматива по содержанию азота, одновременно не создавая большей тепловой мощности в отходящем газе, чем необходимо.

Парообразный метан, который ранее являлся частью неочищенного сжиженного продукта 1, может образовываться в силу различных причин. В нормальном режиме работы установки по сжижению природного газа метансодержащий пар образуется из (неочищенного) сжиженного продукта в виде:

- пара мгновенного испарения, образующегося в результате мгновенного испарения неочищенного сжиженного продукта во время сброса давления; и

- отпарного газа, образующегося в результате термического испарения, вызванного теплом, подведенным к сжиженному продукту, например, в виде утечки тепла в резервуары для хранения, трубопроводы СПГ, и поступления тепла от насосов установки СПГ. В данном режиме работы, известном как режим хранения, резервуары для хранения наполняются сжиженным углеводородным продуктом, в том виде, как он выходит из установки, без каких-либо загрузочно-транспортировочных операций, проводимых в это же время. В режиме хранения метансодержащие пары образуются на стороне установки резервуаров для хранения.

Режим работы установки СПГ при одновременном проведении загрузочно-транспортировочных операций (обычно операций по загрузке судна) известен как работа в режиме загрузки. Во время работы в режиме загрузки отпарной газ дополнительно образуется в резервуарах для хранения на стороне судна, например, из-за первоначального охлаждения резервуаров судна; вытеснения пара из резервуаров судна; утечки тепла через трубопровод и емкости, соединяющие резервуары для хранения и суда, и поступления тепла от погрузочных насосов СПГ.

Предлагаемое решение может облегчить обращение с этими парами во время операций как режима хранения, так и режима загрузки. Оно совмещает удаление азота из криогенной углеводородной композиции 8 с повторной конденсацией избыточного парообразного метана. Это создает элегантное решение в ситуациях, когда требуется немного топлива для собственных нужд установки, как это может быть в случае установки с электрическим приводом, использующей электроэнергию из внешней электросети.

Теплотворная способность отводимой паровой фракции 80 соответственно регулируется корректировкой производительности по холоду в конденсаторе 35 головного погона. Это может осуществляться с помощью регулятора 34 производительности по холоду. С помощью корректировки производительности по холоду, при которой тепло передается от пара головного погона к потоку вспомогательного хладагента, можно регулировать относительное содержание метана в отходящем газе. В результате, можно регулировать теплотворную способность отводимой паровой фракции для соответствия определенной потребности в тепловой мощности. Это делает отходящий газ подходящим для использования в качестве потока топливного газа даже в обстоятельствах, в которых потребность в теплотворной способности оказывается переменной.

Когда паровая фракция 80 подается к устройству 220 сжигания и потребляется им в качестве топлива, теплотворную способность можно регулировать с помощью устройства 220 сжигания в соответствии с фактической потребностью в тепловой мощности.

Регулируемая теплотворная способность может быть выбрана в соответствии с возможными обстоятельствами предполагаемого использования отходящего газа в качестве топливного газа. Теплотворная способность может быть определена в соответствии со стандартами DIN 51857. Для многих случаев применения регулируемая теплотворная способность может быть пропорциональна низшей теплотворной способности (LHV; иногда называется калорийностью), которая может определяться как количество тепла, выделяющееся при сжигании определенного количества топлива (первоначально при 25°C) и приводящее температуру продуктов сгорания к 150°C. Это предполагает, что скрытая теплота парообразования воды в продуктах реакции не учитывается.

Однако для регулирования теплотворной способности в контексте настоящего изобретения фактическую теплотворную способность отводимой паровой фракции не нужно определять на абсолютной основе. Как правило, оказывается достаточным регулировать теплотворную способность относительно фактической потребности в тепловой мощности, с тем, чтобы привести к минимуму любой недостаток и избыток обеспечиваемой тепловой мощности.

Предпочтительно, производительность по холоду корректируется автоматически в ответ на сигнал, который связан причинно-следственной связью с регулируемой теплотворной способностью. В вариантах осуществления, в которых паровая фракция подается к одному или нескольким выборочным потребителям метана, таким как, например, устройство 220 сжигания, показанное на фигуре 1, регулирование может осуществляться в соответствии с требуемой тепловой мощностью, в силу чего частичный расход метана регулируют для достижения теплотворной способности, которая соответствует потребности. Соответственно, регулирующий клапан 135 потока вспомогательного хладагента можно регулировать с помощью регулятора давления PC для поддержания заданного целевого расхода потока 132 вспомогательного хладагента через конденсатор 35 головного погона. Фактическое давление в линии 80 отведения паровой фракции связано причинно-следственной связью с регулируемой теплотворной способностью. Регулятор давления PC будет настроен на уменьшение открытой части регулирующего клапана 135 потока вспомогательного хладагента, когда давление падает ниже предварительно заданного целевого уровня, который указывает на более высокую интенсивность потребления метана, чем интенсивность подачи в паровую фракцию 80. С другой стороны, регулятор давления PC будет настроен на увеличение открытой части регулирующего клапана 135 потока вспомогательного хладагента, если давление превышает предварительно заданный целевой уровень.

Предполагается, что паровая фракция 80 содержит от 50 мол.% до 95 мол.% азота, предпочтительно от 70 мол.% до 95 мол.% азота или от 50 мол.% до 90 мол.% азота, более предпочтительно от 70 мол.% до 90 мол.% азота, еще более предпочтительно от 75 мол.% до 95 мол.% азота, наиболее предпочтительно от 75 мол.% до 90 мол.% азота. Предполагается, что сконденсированная фракция 37 содержит менее 35 мол.% азота.

Если колонна 20 десорбции азота оснащена необязательной внутренней ректификационной секцией 22, как описано выше, поток 30 пара головного погона предпочтительно получают из головной части колонны 20 десорбции азота над ректификационной секцией 22. По меньшей мере часть 36 обратного орошения из сконденсированной фракции поступает в колонну 20 десорбции азота, начиная с уровня над ректификационной секцией 22. В случае варианта осуществления фигуры 1, сконденсированная фракция может подаваться через необязательный насос 38 обратного орошения (и/или может стекать под действием силы тяжести). Часть обратного орошения получают далее из сконденсированной фракции и направляют в колонну 20 десорбции азота через систему 25 впуска обратного орошения и линию 36 части обратного орошения. В случае варианта осуществления фигуры 2, сконденсированная фракция отделяется внутри головной части колонны 20 десорбции азота и таким образом уже становится доступна над ректификационной секцией для просачивания вниз через ректификационную секцию 22, в контакте с парами, поднимающимися верх через ректификационную секцию 22.

Часть обратного орошения может содержать всю сконденсированную фракцию, но необязательно сконденсированная фракция разделяется в необязательно предусмотренном делителе 39 сконденсированной фракции на часть рециркулирующей жидкости, которая вводится по линии 13 рециркуляции жидкости, например, в первый поток 10 сырья, и часть обратного орошения, которая вводится в колонну 20 десорбции азота через систему 25 впуска обратного орошения и линию 36 части обратного орошения. Возможность разделения сконденсированной фракции на часть 36 обратного орошения и часть 13 рециркулирующей жидкости предпочтительна для направления любого излишка сконденсированной фракции вокруг ректификационной секции 22, чтобы не нарушать работу ректификационной секции 22. Рециркуляционный клапан 14 соответственно можно регулировать с помощью регулятора потока, предусмотренного в линии 37 отведения сконденсированной фракции, и/или регулятора уровня, предусмотренного на сепараторе 33 головного погона.

Частичная конденсация также может включать в себя прямой и/или косвенной теплообмен с другими потоками в других последовательно расположенных теплообменниках головного погона. Например, теплообменник 85 рекуперации холода может быть таким теплообменником головного погона, в котором частичная конденсация головного потока дополнительно включает косвенный теплообмен с паровой фракцией 80.

Необязательная линия 87 рециркуляции пара может использоваться селективно, соответственно с помощью селективного открывания регулирующего клапана 88 рециркуляции пара для повышения количества азота, которое остается в потоке 90 жидкого углеводородного продукта. Это можно осуществить путем отведения части рециркулирующего пара из паровой фракции, сбрасывая давление части рециркулирующего пара до давления мгновенного испарения и впоследствии закачивая часть рециркулирующего пара в обедненную азотом жидкость 40. Остающаяся часть паровой фракции 80, которая не поступает в линию 87 рециркуляции пара, может образовывать топливную часть, которая может передаваться к устройству 220 сжигания.

В некоторых вариантах осуществления целевое количество азота, растворенного в потоке 90 жидкого углеводородного продукта, составляет от 0,5 до 1 мол.%, предпочтительно как можно ближе к 1,0 мол.%, но не более 1,1 мол.%. Рециркулирующий клапан 88 потока рециркуляции пара регулирует количество потока 80 паровой фракции, которое подается обратно, например, в конечный сепаратор 50 мгновенного испарения, при этом обходя колонну 20 десорбции азота. Посредством этого можно повлиять на количество азота в потоке 90 жидкого углеводородного продукта. Чтобы далее способствовать достижению целевого содержания азота, рециркулирующий клапан 88 потока рециркулирующего пара может регулироваться в соответствии с сигналом от прибора QMI измерения качества, который необязательно предусмотрен в линии 90 жидкого углеводородного продукта.

Таблица 1.
Режим хранения; ссылочные позиции соответствуют фигуре 1
Номер ссылочной позиции 1 8 10 11 13 30 36 40 60 64 70 71 76 80 87 90
Фаза (пар/жидкость, (П/Ж) Ж Ж Ж Ж Ж П Ж Ж П П П П - П П Ж
Расход (кг/с) 134 134 36.1 99 0.55 11.3 6.60 45.8 14.4 12.4 14.4 14.4 0.00 4.1 1.44 134
Температуруа (°C) -162 -163 -163 -163 -159 -143 -159 -137 -162 -164 -72 -72 - -159 -159 -164
Давление (бар абс) 55 6.4 6.4 6.4 6.4 6.2 6.2 6.3 1.00 1.05 6.8 6.3 - 5.8 5.8 1.05
Азот (мол %) 1.66 1.66 1.91 1.66 20.1 37.7 20.1 1.77 18.0 18.3 18.0 18.0 - 80.0 80.0 0.86
Метан (мол %) 98.3 98.3 98.1 98.3 79.9 62.3 79.9 98.2 82.0 81.7 82.0 82.0 - 20.0 20.0 99.1

Таблица 2
Режим загрузки; ссылочные позиции соответствуют фигуре 1
Номер ссылочной позиции 1 8 10 11 13 30 36 40 60 64 70 71 76 80 87 90
Фаза (пар/жидкость, (П/Ж) Ж Ж Ж Ж Ж П Ж Ж П П П П П П П Ж
Расход (кг/с) 134 134 36.8 102 4.80 17.8 6.91 45.0 19.1 14.6 19.1 13.5 5.53 6.1 3.3 136
Температуруа (°C) -162 -163 -162 -162 -160 -115 -160 -138 -154 -164 -56 -57 -57 -160 -160 -164
Давление (бар абс) 55 6.4 6.4 6.4 6.4 6.2 6.2 6.3 1.00 1.05 6.8 6.3 6.2 5.8 5.8 1.05
Азот (мол %) 1.66 1.66 3.90 1.66 20.9 37.3 20.9 2.15 21.3 22.5 21.3 21.3 21.3 81.0 81.0 1.09
Метан (мол %) 98.3 98.3 96.1 98.3 79.1 62.7 79.1 97.9 78.7 77.5 78.7 78.7 78.7 19.0 19.0 98.9

Статическая имитация была проведена на варианте осуществления, показанном на фигуре 1, как для режима хранения (таблица 1), так и для режима загрузки (таблица 2). Предполагалось, что криогенная углеводородная композиция 8 состоит из более чем 90 мол.% смеси азота и метана (98,204 мол.%). В примере количество азота (1,654 мол.%) и метана (98,204 мол.%) составляет более 99,8 мол.%, при этом оставшаяся часть (0,142 мол.%) состоит из углекислого газа (0,005 мол.%). Углекислый газ покидает процесс вместе с обедненной азотом жидкостью 40 и потоком 90 жидкого углеводородного продукта. Отношение деления в делителе 9 исходного потока было примерно 75% в обоих случаях.

Можно видеть, что как в режиме хранения, так и в режиме загрузки, несмотря на большое различие в количестве технологического пара, количество метана в отводимой паровой фракции 80 может сохраняться на уровне примерно 80 мол.% и, в значительной степени, в пределах от 10 мол.% до 25 мол.%, при этом одновременно содержание азота в потоке 90 жидкого углеводородного продукта сохраняется в пределах целевых значений, близко к 1,0 мол.%, но не превышая 1,1 мол.%.

В режиме хранения примерно 2,0 кг/с отпарного газа, состоящего из примерно 17 мол.% азота и 83 мол.% метана, добавлялось в процесс по линии 230 подачи отпарного газа, тогда как в режиме загрузки это количество составляло примерно 4,4 кг/с.

В режиме хранения пар не направлялся через перепускную линию 76 пара, тогда как в режиме загрузки 30% сжатого пара 70 направлялось через перепускную линию 76 пара, чтобы вместить дополнительный пар, вызванный дополнительным притоком отпарного газа. Количество рециркулирующей жидкости 13 в режиме загрузки также возрастало, от примерно 8% до примерно 41% сконденсированной фракции в линии 37 отведения сконденсированной фракции. Дополнительное поступление сконденсированной фракции является результатом дополнительного повторно сконденсированного метана.

При расчете системы 100 сжижения использовалась схема, показанная на фигуре 2, со смешанным хладагентом в линии 120 сжатого хладагента с составом, приведенным в таблице 3 в столбце «120».

Таблица 3
Состав смешанного хладагента (в мол.%)
120 121; 131; 132
Хранение Загрузка
Азот 21.5 33.1 33.5
Метан 33.3 40.9 40.8
Этан 0.13 0.07 0.07
Этилен 32.6 23.1 22.8
Пропан 12.2 2.79 2.81
Бутаны 0.25 0.02 0.02

В режиме хранения давление в линии 120 сжатого хладагента составляло 58 бар абс., в режиме загрузки было выше - 61 бар абс. Совокупный перепад давления в нижних и верхних пучках (183 и 184, соответственно) труб LMR криогенного теплообменника составлял 13 бар в обоих случаях. Перепад давления, вызванный клапаном 135 регулирования потока вспомогательного хладагента, составлял 39 бар в случае режима хранения и 42 бар при работе в режиме загрузки, так что давление в межтрубной зоне 186 криогенного теплообменника 180 было одинаковым как в режиме хранения, так и в режиме загрузки.

Относительный расход потока 132 вспомогательного хладагента составлял 11% от общего расхода LMR в линии 131 LMR. В режиме загрузки он составлял 18%. Кроме того, фактический расход был в 1,6 раза выше, чем в случае режима хранения, но разделение HMR и LMR в MR сепараторе 128 было немного больше в пользу HMR при работе в режиме загрузки, чем при работе в режиме хранения.

В приведенном выше примере предполагалось, что криогенная углеводородная композиция не содержит углеводородов, тяжелее метана (С2+ углеводородов), как может быть в случае, если криогенная углеводородная композиция производится из нетрадиционных источников газа, таких как метан угольных пластов, сланцевый газ, или, возможно, некоторые искусственные источники. Однако предлагаемые способы и устройство также могут применяться, когда криогенная углеводородная композиция содержит до примерно 15 мол.% С2+ углеводородов, в том числе один или несколько углеводородов, выбранных из группы, состоящей из этана, пропана, и-бутана, н-бутана и пентана. В сущности, не ожидается, что эти дополнительные С2+ углеводороды изменят функционирование предлагаемых способов и устройства, поскольку предполагается, что ни один из таких С2+ углеводородов не будет обнаружен в паре 30 головного погона или отходящем газе в линии 80 отведения паровой фракции, как углекислый газ из примера.

Специалисту в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено различными путями без отклонения от объема прилагаемой формулы изобретения.

1. Способ удаления азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу, который включает:

- обеспечение криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу;

- подачу первого потока сырья десорбера азота при давлении десорбции в колонну десорбции азота, содержащую по меньшей мере одну внутреннюю десорбционную секцию, расположенную внутри колонны десорбции азота, причем указанный первый поток сырья десорбера азота содержит первую часть указанной криогенной углеводородной композиции;

- отведение обедненной азотом жидкости из области сборника колонны десорбции азота, расположенной под десорбционной секцией;

- получение по меньшей мере потока жидкого углеводородного продукта и технологического пара из обедненной азотом жидкости, включающее по меньшей мере стадию сброса давления обедненной азотом жидкости до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции;

- сжатие указанного технологического пара до по меньшей мере давления десорбции, тем самым получая сжатый пар;

- пропускание потока десорбирующего пара в колонну десорбции азота на уровне, находящемся ниже по вертикали от указанной десорбционной секции, причем указанный поток десорбирующего пара содержит по меньшей мере десорбирующую часть указанного сжатого пара;

- отведение паровой фракции, содержащей отводимую фракцию пара головного погона, полученную из головной части колонны десорбции азота, в виде отходящего газа;

- деление потока криогенной углеводородной композиции на указанную первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть;

- сброс давления второй части до указанного давления мгновенного испарения;

- подачу второй части в по меньшей мере один поток из группы, состоящей из: обедненной азотом жидкости, жидкого углеводородного продукта и технологического пара; причем от указанного деления потока до указанной подачи второй части вторая часть обходит колонну десорбции азота.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию:

- регулирования отношения деления криогенной углеводородной композиции на указанную первую часть и указанную вторую часть, определенного как расход указанной первой части по отношению к общему расходу первой и второй частей вместе, тем самым поддерживая расход указанной первой части на заданном целевом уровне расхода.

3. Способ по п. 1, в котором давление десорбции находится в диапазоне от 2 до 15 бар абс., и/или в котором давление мгновенного испарения составляет от 1 до 2 бар абс.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий пропускание по меньшей мере топливной части паровой фракции в устройство сжигания при давлении топливного газа, не превышающем давления десорбции.

5. Способ по п. 1, в котором технологический пар содержит отпарной газ, полученный путем добавления тепла в поток жидкого углеводородного продукта, в результате чего часть потока жидкого углеводородного продукта испаряется с образованием указанного отпарного газа.

6. Способ по п. 1, в котором во время указанного сброса давления указанной обедненной азотом жидкости до указанного давления мгновенного испарения образуется пар мгновенного испарения, при этом указанный технологический пар содержит указанный пар мгновенного испарения.

7. Способ по п. 6, в котором указанное образование указанного по меньшей мере потока жидкого углеводородного продукта и технологического пара из обедненной азотом жидкости дополнительно включает стадию фазового разделения обедненной азотом жидкости в конечном сепараторе мгновенного испарения при давлении мгновенного разделения, которое равно или меньше, чем давление мгновенного испарения, на поток жидкого углеводородного продукта и указанный пар мгновенного испарения.

8. Способ по п. 7, в котором указанная подача второй части в указанный по меньшей мере один поток из группы, состоящей из: обедненной азотом жидкости, жидкого углеводородного продукта и технологического пара, включает в себя: подачу второй части в конечный сепаратор мгновенного испарения после указанного сброса давления указанной второй части до указанного давления мгновенного испарения.

9. Способ по п. 1, в котором колонна десорбции азота дополнительно содержит по меньшей мере одну внутреннюю ректификационную секцию, расположенную выше по вертикали, чем указанная десорбционная секция в указанной колонне десорбции азота; причем указанный способ дополнительно включает в себя:

- образование частично сконденсированного промежуточного потока из пара головного погона, полученного из головной части колонны десорбции азота над ректификационной секцией, причем указанный частично сконденсированный промежуточный поток содержит сконденсированную фракцию и паровую фракцию, причем указанное образование включает частичную конденсацию пара головного погона за счет теплообмена пара головного погона с потоком вспомогательного хладагента и, тем самым, поступление тепла от пара головного погона к потоку вспомогательного хладагента в количестве производительности по холоду;

- отделение сконденсированной фракции от паровой фракции при давлении разделения;

- позволяют по меньшей мере части обратного орошения из сконденсированной фракции входить в ректификационную секцию в колонне десорбции азота на уровне над ректификационной секцией.

10. Способ по п. 1, в котором указанное обеспечение указанной криогенной углеводородной композиции включает:

- теплообмен потока сырья, содержащего углеводородсодержащее парообразное сырье, в криогенном теплообменнике с потоком основного хладагента, приводящий к сжижению парообразного сырья из потока сырья с получением сжиженного потока; и

- получение криогенной углеводородной композиции из сжиженного потока.

11. Способ по п. 1, в котором указанная вторая часть не подвергается какому-либо функциональному косвенному теплообмену по пути к указанной последующей подаче в по меньшей мере один поток из группы, состоящей из: обедненной азотом жидкости, жидкого углеводородного продукта и технологического пара; причем от указанного деления потока до указанной подачи второй части вторая часть обходит колонну десорбции азота.

12. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

- отведение парообразной рециркулирующей части от указанной паровой фракции;

- сброс давления указанной парообразной рециркулирующей части до давления мгновенного испарения;

- ввод парообразной рециркулирующей части в по меньшей мере один поток из группы, состоящей из: обедненной азотом жидкости, жидкого углеводородного продукта и технологического пара.

13. Способ по п. 1, в котором паровая фракция содержит от 50 мол.% до 95 мол.% азота.

14. Способ по п. 1, в котором сконденсированная фракция содержит менее 35 мол.% азота.

15. Способ по любому из пп. 1-14, дополнительно включающий селективный ввод перепускаемой части указанного сжатого пара, которая не содержит указанной десорбирующей части, в пар головного погона, при этом обходя по меньшей мере десорбционную секцию колонны десорбции азота.

16. Устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу, которое содержит:

- линию подачи криогенного сырья, соединенную с источником криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу;

- колонну десорбции азота, находящуюся в сообщении по текучей среде с линией подачи криогенного сырья, причем указанная колонна десорбции азота содержит по меньшей мере одну внутреннюю десорбционную секцию, расположенную внутри колонны десорбции азота;

- линию отведения пара головного погона, сообщающуюся с колонной десорбции азота через головную область внутри колонны десорбции азота;

- линию отведения обедненной азотом жидкости, сообщающуюся с областью сборника внутри колонны десорбции азота, расположенной ниже по вертикали от десорбционной секции;

- промежуточное устройство сброса давления в линии отведения обедненной азотом жидкости, находящееся в сообщении по текучей среде с колонной десорбции азота, выполненное с возможностью принимать обедненную азотом жидкость из области сборника колонны десорбции азота и сбрасывать давление обедненной азотом жидкости, причем указанное промежуточное устройство сброса давления находится на границе раздела между стороной давления десорбции, включающей колонну десорбции азота, и стороной давления мгновенного испарения;

- линию жидкого углеводородного продукта, расположенную на стороне давления мгновенного испарения, для отведения потока жидкого углеводородного продукта, полученного из обедненной азотом жидкости;

- линию технологического пара, расположенную на стороне давления мгновенного испарения, для приема технологического пара, полученного из обедненной азотом жидкости;

- технологический компрессор, расположенный в линии технологического пара, выполненный с возможностью приема технологического пара и сжатия технологического пара для создания сжатого пара на выпускном отверстии технологического компрессора, причем указанный технологический компрессор находится на указанной границе раздела между стороной давления десорбции и стороной давления мгновенного испарения;

- линию десорбирующего пара, находящуюся в сообщении по текучей среде с колонной десорбции азота на уровне, расположенном ниже по вертикали от десорбционной секции, и выполненную с возможностью приема по меньшей мере десорбирующей части указанного сжатого пара из технологического компрессора;

- делитель исходного потока, расположенный в линии подачи криогенного сырья, выполненный с возможностью деления криогенной углеводородной композиции на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть;

- первую линию подачи сырья для транспортировки первой части из делителя исходного потока в колонну десорбции азота;

- вторую линию подачи сырья для транспортировки второй части из делителя исходного потока в по меньшей мере одну линию из группы, состоящей из: линии обедненной азотом жидкости, линии жидкого углеводородного продукта и линии технологического пара, причем указанная вторая линия подачи сырья обходит колонну десорбции азота.

17. Устройство по п. 16, в котором во второй линии подачи сырья расположен регулирующий клапан обходящего потока.

18. Устройство по п. 17, в котором указанный регулирующий клапан обходящего потока функционально связан с регулятором FC потока, расположенном в первой линии подачи сырья.

19. Устройство по п. 18, в котором указанный регулятор FC потока выполнен с возможностью поддерживать расход указанной первой части через первую линию подачи сырья на заданном целевом уровне расхода, регулируя отношение деления криогенной углеводородной композиции, протекающей через линию подачи криогенного сырья, на указанные первую и вторую части.

20. Устройство по любому из пп. 16-19, в котором указанная вторая линия подачи сырья не проходит через какой-либо косвенный теплообменник, функционирующий для косвенного обмена теплом с каким-либо технологическим потоком.



 

Похожие патенты:

Заявлен способ обратного сжижения богатой метаном фракции, в частности испаренного газа. При этом богатую метаном фракцию сжимают до давления, которое по меньшей мере на 20% превышает критическое давление подлежащей сжатию фракции, сжижают и переохлаждают.

Изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции обогащенной С3+ углеводородами и обогащенного этаном потока. Способ характеризуется тем, что включает следующие стадии: отбор рециркуляционного потока в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения; установление определенного теплообменного взаимодействия между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения; повторное введение, после расширения, охлажденного и расширенного рециркуляционного потока в колонну выделения; отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение теплообмена между потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа или/и с рециркуляционным потоком, при этом осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа или/и рециркуляционного потока.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ подготовки попутного нефтяного газа включает компримирование газа путем сжатия и охлаждения компрессата хладагентом в условиях дефлегмации и стабилизации флегмы за счет нагрева компрессатом с получением подготовленного газа и конденсата.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ переработки попутного нефтяного газа включает компримирование газа путем сжатия и охлаждения компрессата в условиях дефлегмации и стабилизации флегмы с получением сжатого газа и жидкого продукта.

Изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из криогенной углеводородной композиции. По меньшей мере первую часть криогенной углеводородной композиции подают в колонну десорбции азота.

Изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из криогенной углеводородной композиции. По меньшей мере первая порция криогенной углеводородной композиции подается в колонну отпаривания азота в виде первого потока сырья для колонны отпаривания азота.

Изобретение относится к способам и устройству для извлечения потока сжиженного природного газа (СПГ) из потока углеводородсодержащего исходного газа с использованием единственного замкнутого цикла со смешанным хладагентом.

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.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов. Способ подготовки попутного нефтяного газа включает низкотемпературную сепарацию газа за счет его последовательного охлаждения подготовленным газом и сторонним хладоагентом с конденсацией флегмы.

Изобретение относится к криогенной технике, а именно к способам и устройствам получения компонентов газовых смесей методом ректификации. Способ низкотемпературного разделения газовой смеси заключается в том, что в колонну подают охлажденную разделяемую газовую смесь, подводят тепло к жидкой фракции высококипящего компонента разделяемой газовой смеси в кубе колонны от испарителя и электронагревателя, отводят тепло от разделяемой газовой смеси хладагентом в конденсаторе с образованием флегмы и газообразной фракции низкокипящего компонента и осуществляют контроль температуры по высоте колонны.

Изобретение раскрывает установку подготовки попутного нефтяного газа, включающую нагреватель и конвертор, оснащенный линией вывода конвертированного газа с рекуперационным устройством, при этом установка оборудована конвертором селективного метанирования попутного нефтяного газа с линией ввода парогазовой смеси и оснащена блоком подготовки воды, соединенным линией подачи подготовленной воды с линией подачи попутного нефтяного газа и оснащенным линиями вывода солевого концентрата, ввода воды и подачи дегазированного водного конденсата из дефлегматора, который установлен на линии ввода парогазовой смеси. Технический результат - повышение качества подготовленного газа, снижение энергопотребления и металлоемкости установки. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений предназначена для отделения примесей от жидкости и могут быть использованы для получения СПГ повышенного качества. Установка содержит подогреватель сырьевого СПГ, компрессор, бак-сепаратор чистого СПГ с трубопроводом отвода отсепарированных паров и ректификационную колонну с патрубком слива кубовой жидкости. Трубопровод отвода греющей среды из подогревателя сырьевого СПГ соединен с подводящим трубопроводом бака-сепаратора чистого СПГ и с трубопроводом подачи флегмы в ректификационную колонну. В первом, втором и третьем варианте выполнения установка содержит испаритель, а в подогревателе сырьевого СПГ в качестве греющей среды используется частично сконденсированный сжатый пар. Охлаждающей средой испарителя ректификационной колонны является кубовая жидкость ректификационной колонны. Заявленная группа изобретений обеспечивает повышение качества очистки СПГ. 4 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способу получения продукта метанола, продукта H2 и продукта CO из синтез-газа, содержащего H2 и CO, в частности из отходящего газа производства ацетилена. Способ включает разделение потока синтез-газа на первый и второй частичный потоки синтез-газа, где только СО, присутствующий в первом частичном потоке синтез-газа превращается в CO2 и Н2 при использовании водяного пара, промывание первого частичного потока синтез-газа и части второго частичного потока синтез-газа, каждый в отдельной колонне аминосодержащим промывочным средством, в частности, для отмывки от CO2, где, в частности, промывочное средство регенерируется в общей колонне, где поток продукта метанола формируется из одной части промытого превращенного первого частичного потока синтез-газа и/или другой части непревращенного второго потока синтез-газа таким образом, что соотношение (Н2-CO2)/(СО+CO2), которое требуется для синтеза метанола, регулируется в потоке продукта метанола, в частности в диапазоне от 2,0 до 2,1, где промытая одна часть второго непревращенного частичного потока синтез-газа используется для получения потока продукта СО и потока продукта Н2 и где другая часть промытого превращенного первого частичного потока синтез-газа используется для получения потока продукта Н2. Изобретение обеспечивает эффективное и экономичное получение трех продуктов метанола, H2 и CO из синтез-газа, содержащего H2 и CO. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к газохимической промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности предлагаемой технологии за счет упрощения схемы переработки газа и снижения капитальных и энергетических затрат без ухудшения качества получаемой продукции. Предлагаемый способ позволяет извлечь из природного газа товарный газ и фракцию С2+ путем низкотемпературной сепарации, ректификации и теплообмена. Установка для извлечения фракции С2+ из сырого газа содержит колонну-деметанизатор, оснащенную кипятильником и тарелками, пять рекуперативных теплообменников, низкотемпературный сепаратор, три турбокомпрессора, два турбодетандерных агрегата, каждый из которых включает турбодетандер и турбокомпрессор, установленный на одном валу с турбодетандером, дроссель, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения и соединительные трубопроводы. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. Установка абсорбционной подготовки природного газа содержит абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта. В качестве абсорбента в абсорбере используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа от упомянутого жидкого углеводородного продукта в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и третьем сепараторе с промежуточным нагревом в печи. Газ из абсорбера проходит через четвертый и первый теплообменники и поступает в трубопровод отвода товарного газа. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. Установка подготовки природного газа содержит абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, к каждому из которых подключен трубопровод отвода водометанольной фазы, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, ректификационную колонну, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую первый выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта. В качестве абсорбента в абсорбере используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и ректификации в ректификационной колонне. Газ из абсорбера проходит через четвертый и первый теплообменники и поступает в трубопровод отвода товарного газа. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться при переработке газа для извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов. Поток природного газа последовательно охлаждают и направляют на первую ступень низкотемпературной сепарации, затем отсепарированный на первой ступени газ расширяют в турбодетандере и направляют на вторую ступень низкотемпературной сепарации. Жидкую углеводородную фракцию, полученную на первой ступени сепарации, после дросселирования также направляют на вторую ступень сепарации. Отсепарированный газовый поток метан-этановой фракции направляют обратным потоком на охлаждение природного газа. Полученный жидкостной поток подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора, откуда отбирают газовый поток метан-этановой фракции и после дросселирования объединяют с обратным газовым потоком метан-этановой фракции, полученной на второй ступени сепарации, затем объединенный поток метан-этанового газа, после рекуперации его холода, дополнительно охлаждают и выводят с установки в качестве товарного газа. Жидкую фракцию С3+, полученную в колонне-деэтанизаторе, после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора, откуда газовый поток пропановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую пропановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-депропанизатора в качестве орошения, а больший выводят с установки. Жидкий поток фракции С4+ с низа колонны-депропанизатора после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-дебутанизатора, с верха которой газовый поток бутановой фракции направляют на дефлегмацию. После чего полученную жидкую бутановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-дебутанизатора в качестве орошения, больший охлаждают и выводят с установки, а поток жидкой фракции С5+ с низа колонны-дебутанизатора после охлаждения выводят с установки. Установка содержит два рекуперативных теплообменника, два низкотемпературных сепаратора, колонну-деэтанизатор, колонну-депропанизатор, оснащенную дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник и сепаратор, колонну-дебутанизатор, оснащенную дефлегматором, включающим водяной холодильник и сепаратор, три насоса, три аппарата воздушного охлаждения, турбодетандер, четыре дросселя и соединительные трубопроводы. Техническим результатом является повышение эффективности переработки газа, а также возможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. В способе абсорбционной подготовки природного газа природный газ подвергают первичной сепарации, после чего газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию, снова охлаждают и подают на вход абсорбера. В абсорбере газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом, который получают из отсепарированного после первичного сепаратора жидкого углеводородного потока путем его последовательного трехступенчатого трехфазного разделения с последующей ректификацией и нагревом. После второй ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока. Газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю. Поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступеней трехфазного разделения и потока газов, выделенных после ректификации, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят упомянутую смесь в виде жидкого углеводородного продукта потребителю. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Азот удаляют из криогенной углеводородной композиции. Криогенная углеводородная композиция делится на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть. Первая часть подается в колонну десорбции азота, работающую при давлении десорбции, из которой отводится обедненная азотом жидкость. Вторая часть подается в обедненную азотом жидкость или в поток жидкого углеводородного продукта или в технологический пар, которые получают из обедненной азотом жидкости при осуществлении по меньшей мере стадии сброса давления обедненной азотом жидкости до давления мгновенного испарения, которое ниже, чем давление десорбции. Вторая часть обходит колонну десорбции азота между делением потока и подачей второй части в обедненную азотом жидкость, или поток жидкого углеводородного продукта, или технологический пар. Изобретение направлено на уменьшение габаритов установки и на повышение надежности. 2 н. и 18 з.п. ф-лы. 2 ил.

Наверх