Способ сжижения и устройство для переработки газа

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа. Технологический поток сжимают до достижения первого давления, охлаждают до первой температуры и расширяют от первого давления до достижения второго давления, которое ниже, чем первое давление. Отделяют от технологического потока первый продукт. Отводят первый продукт от технологического потока при втором давлении. Кондиционируют первый продукт для хранения в виде сжиженного природного газа. Сжимают технологический поток от второго давления до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением, и направляют технологический поток, находящийся при промежуточном давлении, на сжатие до достижения первого давления. Техническим результатом является увеличение производительности системы сжижения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Сжижение природного газа может облегчить транспортировку и хранение углеводородов и сопутствующих материалов. В общем, эти процессы существенно уменьшают объем газа. Полученная жидкость хорошо подходит для транспортировки на большие расстояния по трубопроводам и связанной с ними инфраструктуре. Она также является особенно экономичной для морских перевозок и/или для транспортировки в регионы, не доступные для инфраструктуры трубопроводов.

В RU 2228486 описан способ сжижения природного газа, включающий сжатие технологического потока до достижения первого давления, охлаждения технологического потока до первой температуры, расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже, чем первое давление, отведение жидкого продукта от технологического потока при втором давлении и кондиционирование жидкого продукта для хранения в виде сжиженного природного газа.

Объект настоящего изобретения в общем относится к способам сжижения. Воплощения настоящего изобретения направлены на требования к охлаждению для теплообменника (или «холодильной камеры»), необходимые для сжижения поступающего потока углеводородов в сжиженный продукт. В одном из применений воплощения настоящего изобретения включают контур циркуляции текучей среды, предназначенный для сжижения поступающего потока природного газа до сжиженного природного газа (СПГ).

Как более подробно отмечено ниже, усовершенствования обеспечивают множество возможностей и/или преимуществ для воплощений изобретения, представленных в настоящем документе. Контур циркуляции текучей среды может принимать на себя некоторую долю рабочего цикла блока первичного охлаждения, который охлаждает теплообменник. Этот признак может позволить воплощениям настоящего изобретения расширить или увеличить производство продукта СПГ до уровней, которые обычно могут превосходить действие некоторого оборудования (например, компрессоров) в системе сжижения. Применение воплощений настоящего изобретения может позволить увеличить уровни производительности системы сжижения примерно на 80% с применением выбранной по умолчанию или исходной конфигурации или, для примера, увеличить производительность с 1703 м³/сутки (450000 галлонов в сутки) примерно до 3028 м³/сутки (800000 галлонов в сутки). Кроме того, системы сжижения, в которых охлаждение теплообменника дополнено воплощениями настоящего изобретения, могут работать при таких же или более высоких эффективностях по сравнению с другими вспомогательными системами охлаждения (например, предварительное охлаждение пропаном), особенно при уровнях производительности менее 2650 м³/сутки (700000 галлонов в сутки).

Эти усовершенствования производства осуществляют при ограниченных капитальных и эксплуатационных затратах (если они вообще необходимы). Системы сжижения, которые включают контур циркуляции текучей среды по воплощениям настоящего изобретения, требуют небольших конструкционных изменений в исходной системе охлаждения. Этот признак может привести к отсутствию необходимости модифицировать холодильные агенты и/или оборудование, трубопроводы, систему управления и/или другие компоненты исходной системы охлаждения.

Воплощения настоящего изобретения могут быть использованы в различных типах технологического оборудования. Это технологическое оборудование может располагаться на суше и/или в море. В одном из применений воплощения настоящего изобретения могут входить в состав и/или являться частью технологического оборудования, которое расположено на суше, обычно на берегу (или вблизи него). Это технологическое оборудование может перерабатывать сырье в виде природного газа, получаемого от оборудования для добычи, находящегося как на суше, так и в море. Находящееся в море оборудование для добычи использует трубопроводы для транспортировки сырья, извлеченного из газовых месторождений и/или нефтяных месторождений с сопутствующим газом, часто из глубоких морских скважин, в технологическое оборудование. Для переработки в СПГ технологическое оборудование должно превратить сырье в жидкость, с использованием должным образом организованного холодильного оборудования или «технологических линий». В других применениях воплощения настоящего изобретения могут быть включены в оборудование для добычи, расположенное на борту корабля (или аналогичного плавучего судна), известного также под названием плавучее оборудование для получения сжиженного природного газа (FLNG).

Краткое описание чертежей Теперь будет сделана краткая ссылка на прилагаемые чертежи, где:

Фиг. 1 представляет собой технологическую схему примера воплощения способа сжижения углеводородного сырья до сжиженного природного газа (СПГ), с целью хранения;

Фиг. 2 представляет собой технологическую схему одного из примеров способа, изображенного на Фиг. 1;

Фиг. 3 представляет собой схему примера воплощения устройства, которое может сжижать поступающее углеводородное сырье до продукта, который удовлетворяет техническим требованиям по сжижению до сжиженного природного газа (СПГ);

Фиг. 4 представляет собой схему одного из примеров устройства, изображенного на Фиг. 3, которое пригодно для переработки поступающего углеводородного сырья с высоким уровнем примесей;

Фиг. 5 представляет собой схему первой конфигурации компонентов для формирования контура циркуляции текучей среды в примере устройства, изображенного на Фиг. 3;

Фиг. 6 представляет собой схему второй конфигурации компонентов для формирования контура циркуляции текучей среды в примере устройства, изображенного на Фиг. 3;

Фиг. 7 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 3, которое может переработать поступающее углеводородное сырье с высоким уровнем примесей;

Фиг. 8 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 7; и

Фиг. 9 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 7.

Там, где это применимо, одинаковые обозначения относятся к идентичным или соответствующим компонентам и блокам на нескольких чертежах, которые выполнены не в масштабе, если это не указано особо. Раскрытые в настоящем документе воплощения изобретения могут включать элементы, которые появляются в одном или более из нескольких чертежей или же в комбинации нескольких чертежей. Кроме того, способы приведены только в качестве примера, и их можно модифицировать, например, посредством перестановки, дополнения, удаления и/или изменения отдельных стадий.

Подробное описание изобретения

Фиг. 1 и Фиг. 2 иллюстрируют технологические схемы примера воплощения способа 10 сжижения поступающего углеводородного сырья. Как показано на Фиг. 1, воплощения настоящего изобретения могут включать, на стадии 12, прием исходного сырья и, на стадии 14, формирование технологического потока из сырья, при этом технологический поток содержит преимущественно метан в концентрации 92% или выше. Способ 10 также может включать, на стадии 16, сжатие технологического потока до достижения первого давления и, на стадии 18, охлаждение технологического потока до первой температуры. Способ 10 может дополнительно включать, на стадии 20, расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже первого давления. Способ 10 может включать, на стадии 22, отведение первого потока от технологического потока при втором давлении и, на стадии 24, кондиционирование первого потока для хранения в виде сжиженного природного газа (СПГ). В одном из воплощений настоящего изобретения способ 10 может включать, на стадии 26, сжатие технологического потока от второго давления до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением. В продолжение способа 10 технологический поток можно затем дополнительно сжимать на стадии 16.

В примере, изображенном на Фиг. 2, способ 10 может включать, на стадии 14, различные стадии, позволяющие перерабатывать поступающее углеводородное сырье с высоким уровнем примесей. Способ 10 может включать, на стадии 28, разделение исходного сырья на первый поток и первый кубовый продукт. Способ 10 может также включать, на стадии 30, введение первого потока в технологический поток при промежуточном давлении. В одном из воплощений настоящего изобретения способ 10 может включать, на стадии 32, перегонку первого кубового продукта с образованием второго потока и второго кубового продукта и, на стадии 34, введение второго потока в технологический поток при втором давлении. Способ 10 может дополнительно включать, на стадии 36, кондиционирование второго кубового продукта с получением сжиженного нефтяного газа (СНГ).

Фиг. 3 иллюстрирует схему примера воплощения устройства 100 для переработки газа (также «устройство 100») для использования с целью переработки природного газа и подобных углеводородных материалов. Устройство 100 может включать блок 102 расширения и блок 104 охлаждения, каждый из которых соединен с теплообменником 106. Примеры теплообменника 106 или «холодильной камеры» могут включать паяные алюминиевые ребра («пластинчато-ребристый теплообменник») и/или змеевики («спиральный теплообменник»). Эти устройства могут облегчить теплоперенос посредством косвенного контакта между текучими средами. Текучие среды могут включать холодильный агент 108, прокачиваемый блоком 104 охлаждения через теплообменник 106. Примеры холодильных агентов 108 могут иметь состав, включающий один или более компонентов, включая легкие углеводороды (например, метан, этан, пропан и т.д.) и/или азот. В одном из воплощений настоящего изобретения этот состав соответствует «смешанному» циклу охлаждения (циклу со смесью холодильных агентов).

Блок 102 расширения может быть выполнен с возможностью сокращения рабочего цикла в блоке 104 охлаждения, необходимого для охлаждения теплообменника 106. Эти конфигурации можно использовать вместо вспомогательных или дополнительных блоков охлаждения (например, пропановых холодильных установок), которые могут обеспечить дополнительное охлаждение и/или предварительное охлаждение текучих сред в теплообменнике 106. Блок 102 расширения может включать контур 110 циркуляции текучей среды, который обеспечивает циркуляцию текучей среды через теплообменник 106. Для ясности, текучую среду, которая циркулирует в контуре 110 циркуляции текучей среды, идентифицируют как технологический поток 112. Примеры технологического потока 112 могут иметь состав, который преимущественно представляет собой метан в жидкой и/или парообразной форме. В одном из воплощений настоящего изобретения контур 110 циркуляции текучей среды может быть выполнен с возможностью отведения первого продукта 114 от технологического потока 112. Первый продукт 114 может удовлетворять техническим требованиям для сжиженного природного газа (СПГ). Устройство 100 может направлять первый продукт 114 из теплообменника 106 в оборудование 116 для хранения или другое оборудование, предусмотренное после сжижения, по желанию. При этом использование блока 102 расширения может расширить диапазон уровней производительности по продукту СПГ (например, по первому продукту 114) в устройстве 100. Приемлемо, чтобы устройство 100 могло расширять уровни производительности по продукту СПГ с примерно 1703 м³/сутки (450000 галлонов в сутки) до примерно 3028 м³/сутки (800000 галлонов в сутки).

Устройство 100 может работать на поступающем природном газе и подобных углеводородных потоках. Как показано на Фиг. 1, контур 110 циркуляции текучей среды может принимать эти потоки в качестве сырья 118 из источника 120. Источник 120 может включать оборудование для предварительной обработки, которое обрабатывает природный газ, поступающий из оборудования для добычи (например, из устья скважины, трубопровода и т.д.). Эти процессы обработки могут давать «сухой дезодорированный газ» с составом, который преимущественно представляет собой метан (например, в концентрации 84% (840000 об. ч. на млн.) или выше), и с концентрацией воды, которая составляет менее 0,0001% (1 об. ч. на млн.). Для композиций, которые не содержат значительных уровней примесей, контур 110 циркуляции текучей среды может быть выполнен с возможностью непосредственной циркуляции сырья 118 в качестве технологического потока 112. Эти композиции могут, например, иметь концентрации метана, которые составляют 98% (980000 об. ч. на млн.) или выше. Однако по меньшей мере одним преимуществом блока 102 расширения является то, что его можно выполнить с возможностью удаления примесей из исходного сырья 118 перед контуром 110 циркуляции текучей среды (или выше по потоку относительно него).

Фиг. 4 иллюстрирует пример устройства 100, которое может обрабатывать исходное сырье 118 с более высокими уровнями примесей. При высоком уровне блок 102 расширения может включать блок 122 предварительной переработки, расположенный выше по потоку относительно контура 110 циркуляции текучей среды. Блок 122 предварительной переработки может принимать сырье 118 от источника 120 по трубопроводу и/или другим способом. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 122 предварительной переработки может формировать поток сырья 124 и второй продукт 126. Устройство 100 может направлять поток сырья 124 в контур 110 циркуляции текучей среды для использования в качестве технологического потока 112. Второй продукт 126 может быть производным продуктом, который можно применять в качестве топлива. Такие производные продукты могут иметь состав, включающий газообразные углеводороды (например, пропан, бутан и т.д.) и/или подобные составляющие. Состав может соответствовать сжиженному нефтяному газу (СНГ). Устройство 100 может быть выполнено с возможностью направления этого продукта СНГ во вспомогательное устройство 128 для дополнительной переработки и/или хранения, например, в емкость.

Фиг. 5 иллюстрирует первую конфигурацию компонентов для реализации на практике контура 110 циркуляции текучей среды. Эта первая конфигурация образует открытый контур для циркуляции технологического потока 112 через теплообменник 106. Открытый контур включает турбомашину 130, предпочтительно с турбокомпрессором 132, который выполнен с возможностью работать под действием работы турбодетандера 134. Турбокомпрессор 132 может иметь впускное отверстие 136 и выпускное отверстие 138, которые соединены с теплообменником 106 и с компрессором 140 метана, соответственно. Как показано также и на Фиг. 6, турбодетандер 134 может иметь впускное отверстие 142 и выпускное отверстие 144. Впускное отверстие 142 может быть соединено с теплообменником 106. Выпускное отверстие 144 может быть соединено с первым блоком 146 сепаратора, который сам соединен с теплообменником 106.

Начиная с компрессора 140 метана, контур 110 циркуляции текучей среды может использовать сырье 118 из источника 120 без какой-либо обработки выше по потоку. Эта первая конфигурация может быть полезна при поступлении природного газа с низкими уровнями примесей. В одном из воплощений настоящего изобретения поступающее исходное сырье 118 вводят в компрессор 140 метана, обычно при температуре от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F). Компрессор 140 метана может быть выполнен с возможностью работы при давлении сырья 118 на входе, составляющем примерно 3,1 МПа (изб.) (450 фунтов на кв. дюйм (изб.)) и выше. Однако описание настоящего изобретения в действительности учитывает, что компрессор 140 метана и контур 110 циркуляции текучей среды в общем могут быть выполнены с возможностью использования устройства 100 в широком диапазоне применений при работе с давлениями на входе, изменяющимся в зависимости от источника 120, при необходимости. В таких конфигурациях может изменяться место (места), в котором поступающий поток сырья 118 вводят в технологический поток 112 в компрессоре 140 метана.

Компрессор 140 метана может быть выполнен с возможностью изменения температуры и давления технологического потока 112. Эти конфигурации могут пропускать технологический поток 112 через одно или более охлаждающих устройств (например, воздушных охладителей). Таким образом, технологический поток 112 может выходить из компрессора 140 метана (в 148) при температуре, примерно на 11 градусов Цельсия (на 20 градусов Фаренгейта) превышающей температуру окружающей среды, которая преобладает в месте расположения устройства 100. В одном из воплощений настоящего изобретения компрессор 140 метана может также повышать давление технологического потока 112 таким образом, чтобы технологический поток 112 (в 148) находился под давлением 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)). Это давление может быть выбрано на основе конструктивных соображений (например, в зависимости от номиналов фланцев) для контура 110 циркуляции текучей среды; например, работа устройства 100 при давлениях, не превышающих 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)) требует фланцев с номиналом 600 фунтов или менее, что может обеспечить значительную экономию средств. Также можно применять и другие температуры и давления для технологического потока 112 (в 148).

Устройство 100 может направлять технологический поток 112 через первый проход теплообменника 106, чтобы дополнительно снизить температуру. Теплообменник 106 может быть сконструирован таким образом, чтобы технологический поток 112 поступал во входное отверстие 142 турбодетандера 134 при примерно -68°С (-90°F) и/или, иначе, в диапазоне от примерно -57°С (-70°F) до примерно -79°С (-110°F). В свою очередь турбодетандер 134 может снижать давление технологического потока 112. Например, технологический поток 112 может выходить из турбодетандера 134 (в 150) в виде выходящего потока со смешанными фазами (например, жидкость и пар). Технологический поток 112 (в 150) может иметь давление на выходе, которое обеспечивает эффективную работу устройства 100. Примеры турбодетандера 134 могут работать таким образом, чтобы давление на выходе поддерживало степень расширения относительно давления технологического потока 112 (в 148) от трех до четырех; однако описание настоящего изобретения предполагает, что давление на выходе может поддерживать степень расширения в диапазоне от трех до десяти, если это желательно. В одном из примеров давление на выходе может находиться в диапазоне от примерно 1,97 МПа (изб.) (285 фунтов на кв. дюйм (изб.)) до примерно 2,65 МПа (изб.) (385 фунтов на кв. дюйм (изб.)), чтобы компрессор 140 метана был способен повысить давление технологического потока 112 до 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)).

Контур 110 циркуляции текучей среды направляет технологический поток 112 из турбодетандера 134 в первый блок 146 сепаратора. Обработка технологического потока 112 в первом блоке 146 сепаратора может привести к получению кубового продукта 152 и верхнего продукта 154. Продукты 152, 154 выходят из нижней и верхней частей первого блока 146 сепаратора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Жидкий кубовый продукт 152 проходит по второму проходу в теплообменнике 106. Этот второй проход кондиционирует жидкий кубовый продукт 152, обычно снижая температуру, с образованием первого продукта 114 при температуре хранения в оборудовании 116 для хранения и/или вблизи этой температуры. Температуры хранения могут находиться в диапазоне от примерно -157°С (-250°F) до примерно -168°С (-270°F).

Парообразный верхний продукт 154 формирует технологический поток 112, который продолжает циркулировать по контуру 110 циркуляции текучей среды. В одном из воплощений настоящего изобретения контур 110 циркуляции текучей среды направляет технологический поток 112 через третий проход теплообменника 106. Этот третий проход может снижать температуру технологического потока 112, обычно за счет передачи тепловой энергии текучей среде, находящейся в одном из других проходов в теплообменнике 106. Устройство 100 может быть сконструировано таким образом, чтобы температура технологического потока 112 на входе 136 турбокомпрессора 132 находилась в диапазоне от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F).

Турбокомпрессор 132 может повышать давление в технологическом потоке 112. В одном из воплощений настоящего изобретения турбокомпрессор 132 выпускает технологический поток 112 (в 156) при промежуточном давлении, предпочтительно находящимся между давлением на выходе (в 148) компрессора 140 метана (или первым давлением) и давлением на выходе (в 150) турбодетандера 134 (или вторым давлением). Это промежуточное давление может находиться в диапазоне от примерно 2,76 МПа (изб.) (400 фунтов на кв. дюйм (изб.)) до примерно 4,14 МПа (изб.) (600 фунтов на кв. дюйм (изб.)). Контур 110 циркуляции текучей среды может направлять технологический поток 112, находящийся при промежуточном давлении, обратно в компрессор 140 метана. Как отмечено выше, контур 110 циркуляции текучей среды может вводить сырье 118 в технологический поток 112 таким образом, чтобы полученный смешанный поток выходил из компрессора 140 метана (в 148).

Фиг. 6 иллюстрирует вторую конфигурацию компонентов для осуществления контура 110 циркуляции текучей среды. Компрессор 140 метана имеет контур 158 сжатия, с первым концом 160 и вторым концом 162, которые соединены с турбокомпрессором 132 и с теплообменником 106, соответственно. На более высоком уровне, контур 158 сжатия может быть выполнен с возможностью повышения давления без повышения температуры технологического потока 112 от первого конца 160 до второго конца 162. Такая функция может использовать различные компоненты (например, охладители, компрессоры и т.д.). В одном из воплощений настоящего изобретения контур 158 сжатия может включать один или более охладителей (например, первый охладитель 164, второй охладитель 166 и третий охладитель 168). Охладители 164, 166, 168 могут быть с воздушным охлаждением, хотя описание настоящего изобретения не ограничивает выбор каким-либо конкретным типом или вариантом данных устройств. Контур 158 сжатия может также включать один или более компрессоров (например, первый компрессор 170 и второй компрессор 172). Компрессоры 170, 172 могут быть расположены между соседними охладителями 164, 166, 168 для поддержания и/или повышения давления технологического потока 112 (в 148) при указанных в настоящем описании температуре и давлении.

Фиг. 7 иллюстрирует пример блока 122 предварительной обработки для использования с устройством 100. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 122 предварительной обработки может включать второй блок 174 сепаратора, который соединен с блоком 176 деметанизатора. Второй блок 174 сепаратора может удалять тяжелые углеводороды из сырья 118. Этот признак является полезным для того, чтобы избежать в устройстве 100 проблем, связанных с вымораживанием примесей ниже по потоку и/или при хранении, например, в оборудовании 116 для хранения. Блок 176 деметанизатора может извлекать легкие углеводороды (например, метан). Каждый из блоков 174, 176 по отдельности может быть соединен с контуром 110 циркуляции текучей среды в одном или более положений (например, в первом положении 178 и во втором положении 180). В первом положении 178 второй блок 174 сепаратора соединен с контуром 158 сжатия компрессора 140 метана. Во втором положении 180 блок 176 деметанизатора присоединен между турбодетандером 134 и первым блоком 146 сепаратора.

Блок 122 предварительной обработки может удалять примеси из сырья 118 выше по потоку относительно контура 110 циркуляции текучей среды. В ходе работы сырье 118 может проходить через четвертый проход теплообменника 106. Этот четвертый проход может снижать температуру сырья 118 до диапазона, составляющего от примерно -62°С (-80°F) до примерно -79°С (-110°F). Охлажденный поток сырья 118 поступает во второй блок 174 сепаратора для удаления примесей (например, тяжелых углеводородов). В одном из воплощений настоящего изобретения второй блок 174 сепаратора выполнен с возможностью формирования первого потока 182 и первого кубового продукта 184, каждый из которых выходит из нижней и верхней части второго блока 174 сепаратора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Парообразный первый поток 182 содержит преимущественно пары метана, обычно в концентрации от примерно 92% (920000 об. ч. на млн.) до примерно 97% (970000 об. ч. на млн.). Устройство 100 направляет парообразный первый поток 182 через пятый проход теплообменника 106 в контур 158 сжатия в первом положении 178. Этот пятый проход может повысить температуру парообразного первого потока 182 до диапазона, составляющего от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F).

Устройство 100 направляет первый кубовый продукт 184 в блок 176 деметанизатора. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 176 деметанизатора выполнен с возможностью формирования второго потока 186 и второго кубового продукта 188, каждый из которых выходит из нижней и верхней части блока 176 деметанизатора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Парообразный второй поток 186 содержит преимущественно пары метана, обычно в концентрации от примерно 92% (920000 об. ч. на млн.) до примерно 97% (970000 об. ч. на млн.). Устройство 100 может направлять парообразный второй поток 186 на вход контура 110 циркуляции текучей среды во втором положении 180, эффективно обходя теплообменник 106. Второй кубовый продукт 188 может образовывать второй продукт 126, направляемый в дополнительное устройство 128 и/или на переработку, которую проводят в оборудовании, расположенном ниже по потоку относительно устройства 100.

Фиг. 8 иллюстрирует пример устройства 100 с дополнительными компонентами, которые могут быть полезны для изменения давления (и/или температуры) текучей среды. Устройство 100 может включать один или более расширительных клапанов (например, первый расширительный клапан 190, второй расширительный клапан 192 и третий расширительный клапан 194). Для применения в качестве клапанов 190, 192, 194 могут быть пригодны дроссельные клапаны (клапаны Джоуля-Томсона) и аналогичные устройства. Блок 122 предварительной обработки может включать испаритель-рекуператор 196 для кипячения второго кубового продукта 188 из блока 176 деметанизатора. Кипячение приводит к образованию пара, который направляют обратно в блок 176 деметанизатора.

Фиг. 9 иллюстрирует пример устройства 100, также с дополнительными компонентами для приведения в соответствие с определенными уровнями производительности и/или другими необходимыми изменениями в процессе. Устройство 100 может включать третий блок 198 сепаратора, расположенный выше по потоку относительно турбодетандера 134, между ним и теплообменником 106. Пар из третьего блока 198 сепаратора поступает в турбодетандер 134. Жидкости из третьего блока 198 сепаратора смешивают с выходящим потоком (в 150) из турбодетандера 134, предпочтительно выше по потоку относительно первого блока 146 сепаратора.

Третий блок 198 сепаратора может быть полезен для предотвращения подачи смешанных фаз, которая может происходить при некоторых уровнях производительности, при которых температуры потока, поступающего в турбодетандер 134, могут снижаться ниже температуры начала кипения. Это воплощение настоящего изобретения модифицирует процесс таким образом, чтобы часть пара из выходящего потока (в 150) можно было добавить к поступающему в установку потоку, полученному при расширении, для подачи в теплообменник 106. Другие воплощения настоящего изобретения могут использовать рециркуляционный контур детандера с максимальным давлением примерно 4,83 МПа (изб.) (700 фунтов на кв. дюйм (изб.)) и давлением расширения примерно 1,97 МПа (изб.) (285 фунтов на кв. дюйм (изб.)). При таких давлениях пар из второго блока 174 сепаратора можно направить непосредственно в турбодетандер 134, в обход теплообменника 106, чтобы избежать любого нагревания. При такой конфигурации можно также отказаться и от какого-либо сжатия пара.

В свете вышесказанного, воплощения настоящего изобретения обладают преимуществами по сравнению с другими технологиями охлаждения, которые могли бы дополнять любое первичное охлаждение, как это обеспечивают, например, обсуждаемые в настоящем описании циклы со смешанными холодильными агентами.

При использовании в тексте данного описания, элемент или функцию, упомянутые в единственном числе, следует понимать как не исключающие множественное число данных элементов или функций, если только это не указано явно. Кроме того, ссылки на «одно из воплощений настоящего изобретения» не следует интерпретировать как исключающие существование дополнительных воплощений, которые также включают упомянутые признаки.

Данное описание использует для раскрытия воплощений настоящего изобретения примеры, включая наилучший вариант осуществления настоящего изобретения, а также дает возможность любому специалисту осуществить на практике данные воплощения, включая изготовление и применение любых устройств или систем, а также осуществление любых упомянутых способов. Патентоспособный объем настоящего изобретения определен формулой изобретения, и он может включать другие примеры, которые встречаются специалистам. Предполагается, что эти другие примеры входят в объем формулы изобретения, если они включают структурные элементы, которые не отличаются от буквального смысла пунктов формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквального смысла формулы изобретения.

1. Способ сжижения, включающий:

сжатие технологического потока до достижения первого давления;

охлаждение технологического потока до первой температуры;

расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже, чем первое давление;

отделение от технологического потока первого продукта;

отведение первого продукта от технологического потока при втором давлении;

кондиционирование первого продукта для хранения в виде сжиженного природного газа (СПГ);

сжатие технологического потока от второго давления до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением, и

направление технологического потока, находящегося при промежуточном давлении, на сжатие до достижения первого давления.

2. Способ сжижения по п. 1, в котором технологический поток включает жидкость при первом давлении.

3. Способ сжижения по п. 2, в котором технологический поток включает как пар, так и жидкость при втором давлении.

4. Способ сжижения по п. 1, в котором отношение первого давления ко второму давлению составляет от 3 до 10.

5. Способ сжижения по п. 1, дополнительно включающий:

формирование технологического потока из сырья, имеющего концентрацию метана 84% или выше.

6. Способ сжижения по п. 5, дополнительно включающий:

формирование из сырья первого потока и второго потока, каждый из которых содержит преимущественно пары метана;

причем технологический поток включает первый поток и второй поток.

7. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:

введение первого потока в технологический поток при промежуточном давлении.

8. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:

введение второго потока в технологический поток при втором давлении.

9. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:

разделение сырья на первый поток и первый кубовый продукт;

перегонку первого кубового продукта с образованием второго потока и второго кубового продукта.

10. Устройство для переработки газа, включающее:

теплообменник и

контур циркуляции текучей среды, соединенный с теплообменником, причем контур циркуляции текучей среды выполнен с возможностью осуществления циркуляции технологического потока через теплообменник;

при этом контур циркуляции текучей среды включает:

компрессор метана, соединенный с теплообменником;

турбокомпрессор, расположенный между компрессором метана и теплообменником;

турбодетандер, и

первый блок сепаратора, расположенный между турбодетандером и теплообменником,

при этом впускное отверстие турбодетандера соединено с компрессором метана, а выпускное отверстие трубодетандера соединено с первым блоком сепаратора.

11. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:

блок охлаждения, соединенный с теплообменником;

причем блок охлаждения выполнен с возможностью осуществления циркуляции холодильного агента через теплообменник.

12. Устройство для переработки газа по п. 10, в котором контур циркуляции текучей среды выполнен с возможностью приема сырья и осуществления циркуляции сырья в качестве технологического потока.

13. Устройство для переработки газа по п. 12, дополнительно включающее:

блок предварительной обработки, соединенный с контуром циркуляции текучей среды и с теплообменником;

при этом блок предварительной обработки имеет: блок сепаратора, выполненный с возможностью приема сырья ниже по потоку относительно теплообменника; и

деметанизатор, присоединенный ниже по потоку относительно блока сепаратора;

при этом блок сепаратора и деметанизатор выполнены с возможностью формирования первого потока и второго потока соответственно, каждый из которых содержит пары метана; и

при этом технологический поток включает первый поток и второй поток.

14. Устройство для переработки газа по п. 10, в котором компрессор метана выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока до достижения первого давления, а турбодетандер выполнен с возможностью осуществления расширения технологического потока до достижения второго давления, при этом отношение между первым давлением и вторым давлением поддерживают в диапазоне от 3 до 10.

15. Устройство для переработки газа по п. 14, в котором турбокомпрессор выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением.

16. Устройство для переработки газа по п. 15, в котором компрессор метана выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока от промежуточного давления до достижения первого давления.

17. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:

второй блок сепаратора, соединенный с теплообменником и с компрессором метана; и

деметанизатор, соединенный со вторым блоком сепаратора и с первым блоком сепаратора.

18. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:

расширительный клапан, расположенный ниже по потоку относительно первого блока сепаратора и теплообменника.