Патент на изобретение №2204094

(54) УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЙ СПОСОБ КАСКАДНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

(57) Реферат:

Изобретение относится к способу сжижения потока сжатого газа, богатого метаном, при помощи теплообменника, охлаждаемого каскадной системой охлаждения, для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС. Согласно этому способу поток сжатого газа вводят в теплообменный контакт с первым циклом охлаждения, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, посредством чего поток газа охлаждается первой частью первого хладагента для получения потока охлажденного газа. Поток охлажденного газа затем вводят в теплообменный контакт со вторым циклом охлаждения, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, посредством чего температура потока охлажденного газа понижается для производства сжиженного богатого метаном потока, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы сжиженный поток был в точке начала его кипения или ниже. Использование изобретения позволит усовершенствовать способ сжижения природного газа путем снижения количества используемого оборудования и потребляемой мощности. 2 с. и 9 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к способу сжижения природного газа и, более конкретно, относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД).

Благодаря своим качествам, относящимся к чистоте горения и удобству применения, природный газ в последние годы стал широко использоваться. Многие источники природного газа расположены в удаленных районах, на больших расстояниях от каких-либо коммерческих рынков газа. Иногда трубопровод доступен для транспортировки добытого природного газа к коммерческому рынку. Когда транспортировка по трубопроводу невозможна, добытый природный газ часто перерабатывается в сжиженный природный газ (называемый СПГ) для транспортировки на рынок.

Одним из характерных признаков станции для сжижения природного газа являются большие инвестиционные капиталовложения, необходимые для создания станции. Оборудование, используемое для сжижения природного газа, в целом, довольно дорого. Станция для сжижения газа основана на нескольких базовых системах, включающих оборудование для очистки газа для удаления примесей, сжижения, охлаждения, энергетическое оборудование и сооружения для хранения и погрузки на транспортные средства. Хотя стоимость станции для сжижения природного газа широко колеблется в зависимости от местоположения станции, типичный проект по сжижению природного газа может стоить от 5 до 10 миллиардов долларов США, включая расходы на разработку месторождения. Холодильные системы станции могут оцениваться в сумму, составляющую до 30% расходов.

При разработке станции для сжижения природного газа учитывают три наиболее важных обстоятельства: (1) выбор цикла сжижения, (2) материалы, используемые для контейнеров, трубопроводов и другого оборудования, и (3) операции процесса преобразования подаваемого потока природного газа в сжиженный природный газ.

Холодильные системы для сжижения природного газа дороги в связи с тем, что для сжижения природного газа необходимо очень сильное охлаждение. Типичный поток природного газа поступает на станцию для сжижения природного газа под давлением от около 4830 кПа до около 7600 кПа и с температурами от около 20^oС до около 40^oС. Природный газ, которым преимущественно является метан, не может быть сжижен простым повышением давления, как в случае с более тяжелыми углеводородами, используемыми в энергетической области. Критическая температура метана составляет -82,5^oС. Это означает, что метан может быть сжижен только при температуре более низкой, чем эта, независимо от прилагаемого давления. Критическая температура природного газа составляет от около -85^oС до около -62^oС. Как правило, составы природного газа при атмосферном давлении будут сжижаться в температурном диапазоне около (-165) – (-155)^oС. Поскольку холодильное оборудование составляет такую значительную часть затрат на оборудование для сжижения природного газа, большие усилия были приложены для уменьшения затрат на охлаждение.

Хотя много циклов охлаждения использовалось для сжижения природного газа, наиболее широко используемыми сейчас на станциях для сжижения природного газа являются три типа: (1) “цикл расширения”, который расширяет газ от высокого давления до низкого давления с соответствующим уменьшением температуры, (2) “цикл многокомпонентного охлаждения”, в котором используется многокомпонентный хладагент в специально сконструированных теплообменниках, и (3) “каскадный цикл”, в котором используются много однокомпонентных охлаждающих веществ в теплообменниках, расположенных последовательно для уменьшения температуры газа до температуры сжижения. В большинстве циклов сжижения природного газа используются вариации или комбинации этих трех базовых типов.

В каскадной системе, как правило, используют два или более циклов охлаждения, в которых расширенный хладагент из одной стадии используют для конденсирования сжатого хладагента в следующей стадии. В каждой следующей стадии используют более легкий, более летучий хладагент, который, при расширении, обеспечивает более глубокий уровень охлаждения и, таким образом, она способна охлаждать до более низкой температуры. Для сведения к минимуму потребление энергии, требуемой для компрессоров, каждый цикл охлаждения, типично, разделен на несколько ступеней давления (широко используют три или четыре ступени). Ступени давления дают эффект разделения работы по охлаждению на несколько температурных этапов. Пропан, этан, этилен и метан являются широко используемыми охлаждающими веществами. Поскольку пропан может конденсироваться при сравнительно низком давлении воздушными или водяными охлаждающими средствами, пропан обычно является хладагентом первой стадии. Этан или этилен могут использоваться как хладагент второй стадии. Конденсирование этана, выходящего из этанового компрессора, требует низкотемпературного хладагента. Пропан выполняет эту функцию низкотемпературного хладагента. Подобно этому, если метан используют как хладагент заключительной стадии, этан используют для конденсирования метана, выходящего из метанового компрессора. Пропановую охлаждающую систему, таким образом, используют для охлаждения питающего газа и для конденсирования этанового охладителя, и этан используют для дальнейшего охлаждения подаваемого газа и для конденсирования метанового охладителя.

Материалы, используемые на обычных станциях для сжижения природного газа, также влияют на стоимость станции. Контейнеры, трубопроводы и другое оборудование, используемое на заводах для сжижения природного газа, как правило, выполнены по меньшей мере частично из алюминия, нержавеющей стали или стали с высоким содержанием никеля для обеспечения необходимой прочности и устойчивости к разрыву при низких температурах.

На обычных станциях для сжижения природного газа, вода, углекислый газ, сернистые соединения, такие как сернистый водород и другие кислые газы, n-пентан и более тяжелые углеводороды, включая бензол, должны быть по существу удалены из процесса обработки природного газа до уровней, достигающих частей на миллион. Часть из этих соединений будет замерзать, вызывая проблемы закупоривания в обрабатывающем оборудовании. Другие соединения, такие как содержащие серу, как правило, удаляют для соответствия коммерческой спецификации. На обычной станции для сжижения природного газа оборудование для очистки газа требуется для удаления углекислого газа и кислых газов. В оборудовании для очистки газа, как правило, используют регенеративный процесс с химическим и/или физическим растворением, и оно требует значительных капиталовложений. Кроме того, эксплуатационные расходы также высоки. Дегидраторы с сухим слоем, такие как молекулярные сита, требуются для удаления водяного пара. Колонна для промывки газа и фракционирующее оборудование, как правило, используются для удаления углеводородов, которые вызывают проблемы закупоривания. На обычной станции для сжижения природного газа также извлекают ртуть, поскольку она может вызвать повреждения оборудования, сконструированного из алюминия. Кроме того, большую часть азота, который может присутствовать в природном газе, удаляют после обработки, поскольку азот не останется в жидкой фазе при транспортировке обычного сжиженного природного газа, и наличие паров азота в контейнерах со сжиженным природным газом в пункте доставки нежелательно.

В промышленности остается насущной потребность в усовершенствованном способе сжижения природного газа, который сводит к минимуму количество холодильного оборудования и требуемую в процессе обработки мощность.

Настоящее изобретение, в целом, относится к способу сжижения потока газа, богатого метаном и имеющего первоначальное давление выше приблизительно 3100 кПа. Первичное охлаждение для конденсирования природного газа осуществляется каскадом циклов охлаждения, предпочтительно только из двух циклов. Природный газ затем расширяют при помощи пригодного средства для расширения для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше, чем около -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился в точке начала его кипения или ниже ее.

Способ, соответствующий этому изобретению, может также конденсировать испарения, производимые сжиженным природным газом под давлением. Если природный газ содержит углеводороды, которые тяжелее метана, и необходимо удалить более тяжелые углеводороды, в способ может быть добавлен процесс фракционирования.

Способ, соответствующий настоящему изобретению, может использоваться как для первичного сжижения природного газа у источника снабжения для хранения и транспортировки, так и для повторного сжижения паров природного газа, исходящих при хранении и погрузке на транспортные средства. Соответственно, целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения для сжижения или повторного сжижения природного газа. Другой целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения, в которой требуется существенно меньшая потребляемая на сжатие мощность, чем в системах предшествующего уровня техники. Еще одной целью настоящего изобретения является получение усовершенствованного способа сжижения, который экономичен и эффективен в осуществлении. Охлаждение до очень низкой температуры согласно обычному способу сжижения природного газа очень дорого в сравнении с относительно умеренным охлаждением, необходимым для производства сжиженного природного газа под давлением согласно практике этого изобретения.

Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны при обращении к следующему подробному описанию и прилагаемым чертежам, которые являются блок-схемами типичных примеров осуществления этого изобретения.

Фиг. 1 изображает блок-схему одного примера осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, демонстрирующую каскадную систему охлаждения с двумя циклами для производства сжиженного природного газа под давлением.

Фиг. 2 изображает блок-схему второго примера осуществления этого изобретения, демонстрирующую способ конденсирования испарения и удаления более тяжелых углеводородов.

Фиг. 3 изображает блок-схему третьего примера осуществления этого изобретения.

Блок-схемы, представленные на фиг.1-3, иллюстрируют различные примеры осуществления способа, соответствующего этому изобретению. Фиг.1-3 не предназначены для исключения из объема изобретения других вариантов, которые являются результатом нормальных и ожидаемых модификаций этих конкретных примеров осуществления изобретения. Различные необходимые вспомогательные средства, такие как насосы, клапаны, смесители потока, системы управления и датчики, исключены из фиг.1-3 для упрощения и наглядности демонстрации.

В настоящем изобретении используется каскадная охлаждающая система для сжижения природного газа для производства богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже ее. Богатый метаном продукт иногда называется в этом описании сжиженным природным газом под давлением (СПГПД). Термин “точка начала кипения” означает температуру и давление, при которых жидкость начинает преобразовываться в газ. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянном давлении, но его температура повышается, температура, при которой в сжиженном природном газе под давлением начинают формироваться пузырьки газа, является точкой начала кипения. Подобно этому, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянной температуре, но давление уменьшается, давление, при котором начинает формироваться газ, определяет точку начала кипения. В точке начала кипения смесь является насыщенной жидкостью.

Использование каскадной системы охлаждения, соответствующей настоящему изобретению, требует меньше энергии для сжижения природного газа, чем способы каскадного охлаждения, использовавшиеся в прошлом, и оборудование, используемое для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может быть выполнено из менее дорогих материалов. В противоположность этому, известные способы, которыми производят сжиженный природный газ при атмосферных давлениях, имеющий такие низкие температуры, как -161^oС, требуют того, чтобы по меньшей мере часть производственного оборудования была изготовлена из дорогих материалов для безопасности работы.

Энергия, требуемая для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению, значительно уменьшена в сравнении с потребностями в энергии обычной станции для сжижения природного газа. Уменьшение необходимой для охлаждения энергии, требуемой для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, приводит к большому сокращению капиталовложений, пропорционально меньшим производственным затратам и увеличенной эффективности и надежности, таким образом, значительно повышая экономичность производства сжиженного природного газа.

При рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению, сталь с содержанием около 3,5 вес.% никеля может использоваться в трубопроводах и оборудовании в самых холодных рабочих зонах процесса сжижения, тогда как более дорогое содержание 9 вес.% никеля или алюминий, как правило, требуется для такого же оборудования для осуществления обычного способа сжижения природного газа. Это дает еще одно значительное сокращение расходов на осуществление способа, соответствующего настоящему изобретению, в сравнении с известными способами сжижения природного газа.

Первым важным обстоятельством при криогенной обработке природного газа является загрязнение. Сырой природный газ, как исходное сырье, пригодное для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может содержать природный газ, полученный из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из газовой скважины (несвязанный газ). Состав природного газа может значительно варьироваться. Применительно к данному случаю, поток природного газа содержит метан (C₁) в качестве главного компонента. Природный газ, как правило, будет также содержать этан (С₂), высшие углеводороды (С₃) и малые количества примесей, таких как вода, углекислый газ, сернистый водород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более углеродными атомами в молекуле, грязь, сернистое железо, парафин и сырая нефть. Растворимости этих примесей варьируются в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО₂, вода и другие примеси могут формировать твердые частицы, которые могут забивать проходы для потоков в криогенных теплообменниках. Эти потенциальные трудности могут быть преодолены удалением таких примесей, если условия в их чистом компоненте, границы твердой фазы при определенных температуре и давлении прогнозируются. В следующем описании изобретения предполагается, что поток природного газа пригодным образом обработан для удаления сернистых соединений и углекислого газа и осушен для удаления воды с использованием хорошо известных способов для получения потока “десульфированного, сухого” природного газа. Если поток природного газа содержит тяжелые углеводороды, которые могли бы замерзнуть при сжижении, или если тяжелые углеводороды нежелательны в составе сжиженного природного газа под давлением, тяжелый углеводород может быть удален в процессе фракционирования до производства сжиженного природного газа под давлением, как описано ниже более подробно.

Одним преимуществом настоящего изобретения является то, что более высокие рабочие температуры допускают содержание в природном газе более высоких уровней концентрации замораживаемых компонентов, чем это было бы возможно при обычном способе сжижения природного газа. Например, на обычной станции для сжижения природного газа, которая производит сжиженный природный газ при температуре -160^oС, содержание СО₂ должно быть ниже приблизительно 50 частей на миллион для устранения проблем замораживания. В противоположность этому, при поддержании рабочих температур выше приблизительно -112^oС природный газ может содержать СО₂ на таких высоких уровнях, как приблизительно 1,4 молекулярного % СО₂ при температурах -112^oС и 4,2% при -95^oС без получения проблем замерзания при осуществлении способа сжижения, соответствующего настоящему изобретению.

Кроме того, при осуществлении способа, соответствующего настоящему изобретению, нет необходимости в удалении содержащихся в природном газе умеренных количеств азота, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе со сжижаемыми углеводородами при рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению. Способность уменьшения, или в некоторых случаях исключения оборудования, требуемого для очистки газа и удаления азота, когда состав природного газа допускает это, дает значительные технические и экономические преимущества. Эти и другие преимущества изобретения будут лучше понятны со ссылками на фигуры.

Как показано на фиг. 1, питающий поток 10 сжатого природного газа, предпочтительно, поступает в процесс сжижения под давлением, составляющим приблизительно 1724 кПа, и более предпочтительно выше 4830 кПа, и предпочтительно, при температурах, которые ниже приблизительно 40^oС; однако, при необходимости, могут использоваться различные температуры и давления, и система может быть должным образом модифицирована специалистами в данной области техники, принимая во внимание сущность этого изобретения. Если поток 10 газа имеет давление ниже приблизительно 1724 кПа, он может быть сжат пригодным компрессорным средством (не показано), которое может содержать один или более компрессоров.

Питающий поток 10 проходит через серию теплообменников, предпочтительно через два теплообменника 30 и 31, которые охлаждаются первым циклом 32 охлаждения. Цикл 32 охлаждения охлаждает питающий поток 10 в теплообменниках 30 и 31 и охлаждает хладагент во втором цикле 33 охлаждения, расположенном далее походу процесса сжижения. Цикл 33 охлаждения дополнительно охлаждает природный газ в серии теплообменников, предпочтительно в трех теплообменниках 37, 38 и 39, как показано на фиг.1. Конструкция и работа циклов 32 и 33 охлаждения хорошо известны специалистам в данной области техники, и детали их работы основаны на предшествующем уровне техники. Хладагентом в первом цикле 32 охлаждения, предпочтительно, является пропан, и хладагентом во втором цикле 33 охлаждения, предпочтительно, является этилен. Примеры систем каскадного охлаждения описаны в патенте США 3596472, Plant Processing of Natural Gas, опубликованном Petroleum Extension Service, The University of Texas at Austin, TX (1974); и Harper, E.A. et al. Trouble Free LNG, Chemical Engineering Progress, vol.71, 11 (1975).

Поток 19 сжиженного природного газа, выходящий из последнего теплообменника 39, согласно практике этого изобретения, имеет температуру выше -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился в точке начала его кипения или ниже ее. Если давление в потоке 10, когда он выходит из последней стадии второго цикла охлаждения, выше давления, необходимого для поддержания потока 10 в жидкой фазе, поток 10 может, при необходимости, проходить через одно или более расширительное средство, такое как гидравлическая турбина 40, для производства сжиженного природного газа под давлением с пониженным давлением, но все же имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Затем сжиженный природный газ под давлением направляется (поток 20) в пригодное транспортное средство или средство 41 для хранения, такое как пригодный трубопровод или носитель, такой как судно для перевозки сжиженного природного газа под давлением, грузовик с цистерной или железнодорожная цистерна.

Фиг. 2 иллюстрирует другой пример осуществления изобретения, и в этом примере и в примерах, показанных на фиг.1 и 3, части, имеющие одинаковые номера, имеют одинаковые производственные функции. Однако специалисту в данной области техники будет понятно, что производственное оборудование от одного примера к другому может изменяться в размерах и производительности для работы с различными расходами потока, температурами и составами. Как показано на фиг. 2, питающий поток природного газа поступает в систему по линии 10 и проходит через теплообменники 30 и 31, которые охлаждаются первым циклом 32 охлаждения. Цикл 32 охлаждения охлаждает питающий поток 10 и охлаждает хладагент во втором цикле 33 охлаждения, который находится далее по ходу подачи газа в процессе сжижения.

После выхода из последнего теплообменника 31 питающий поток 10 газа поступает в обычный разделитель 34 фаз. Жидкий поток 11 выходит из донной части разделителя и проходит в обычный деметанизатор 35. Деметанизатор производит верхний поток 12 пара, который богат метаном, и нижний поток 13 жидкости, который преимущественно состоит из сжиженной части природного газа (СЧПГ), в основном этана, пропана, бутана, пентана и более тяжелых углеводородов. Поток 13 из нижней части деметанизатора проходит через фракционирующую установку 36, работа которой известна специалистам в данной области техники. Фракционирующая установка 36 может содержать одну или более фракционирующих колонн (не показаны на фиг.2), которые разделяют нижний поток 13 жидкости на заданные количества этана, пропана, бутана, пентана и гексана. Эти жидкости извлекаются из фракционирующей установки 36 как конденсированные продукты, которые совместно обозначены на фиг.2 как поток 14. Верхние потоки, выходящие из фракционирующей установки 36, богаты этаном и другими легкими углеводородами. Эти верхние потоки совместно показаны на фиг.2 как поток 15. Фракционирующая установка, предпочтительно, содержит множество фракционирующих колонн (не показаны), таких как этаноотгонная колонна, которая производит этан, пропаноотгонная колонна, которая производит пропан, и бутаноотгонная колонна, которая производит бутан, которые могут использоваться в качестве добавочных хладагентов для каскадной охлаждающей системы (первый и второй циклы 32 и 33 охлаждения) или любой другой пригодной охлаждающей системы. Добавочные потоки хладагентов совместно показаны на фиг.2 линией 16. Хотя это не показано на фиг.2, если питающий поток 10 содержит высокие концентрации СО₂, один или более добавочных потоков хладагентов могут требовать удаления СО₂ для исключения потенциальных проблем закупоривания в охлаждающем оборудовании. Если концентрация СО₂ в питающем потоке превышает приблизительно 3 молекулярных %, фракционирующая установка 36 будет, предпочтительно, включать процесс удаления СО₂.

Богатый метаном поток 17, поступающий из разделителя 34, богатый метаном поток 12, поступающий из метаноотгонной колонны 35, и поток 15 из фракционирующей установки 36 комбинируются и проходят как поток 18 в серию теплообменников 37, 38 и 39 для сжижения природного газа. Охлаждение теплообменников 37, 38 и 39 обеспечивается вторым циклом 33 охлаждения, описанным выше. Хотя хладагенты в первом и втором циклах 32 и 33 охлаждения циркулируют в замкнутой системе, если хладагенты утрачиваются из системы из-за протечек, добавочные хладагенты могут быть получены из фракционирующей установки 36 (линия 16). В процессе сжижения, показанном на фиг.2, только два цикла каскадной системы необходимы для охлаждения потока 10 природного газа согласно практике настоящего изобретения.

Поток 19 сжиженного природного газа, выходящий из последнего теплообменника 39, проходит через одно или более расширительное средство, такое как гидравлическая турбина 40, для производства сжиженного природного газа под давлением с температурой выше приблизительно -112^oС и давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже ее. Затем сжиженный природный газ под давлением направляют по линии 20 в пригодное средство 41 для хранения.

При хранении, транспортировке и обращении со сжиженным природным газом может появляться значительное количество “испарений”, то есть паров, получаемых в результате испарения сжиженного природного газа. Это изобретение, в частности, хорошо пригодно для сжижения испарений, производимых сжиженным природным газом под давлением. Способ, соответствующий этому изобретению, может, при необходимости, использоваться для повторного сжижения таких испарений. Как показано на фиг.2, испарения могут вводиться в процесс обработки, соответствующий изобретению, по линии 21. При необходимости, часть потока 21 может выводиться как поток 22 и направляться через теплообменник 42 для охлаждения потока 18 пара и для нагрева выведенных испарений для дальнейшего использования в качестве топлива для станции для производства сжиженного газа. Оставшаяся часть потока 21 проходит через обычный компрессор 43 для сжатия испарений приблизительно до давления потока 18 пара и комбинируется с потоком 18.

Фиг. 3 иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения. Способ, показанный на фиг.3, подобен способу, описанному выше в связи с фиг. 2, за исключением того, что, как показано на фиг.3, поток 18 проходит через компрессор 44, и сжатый поток 18 пара затем проходит через теплообменники 45 и 46, которые охлаждаются хладагентом первого цикла 32 охлаждения.

Как показано на фиг.3, испарения могут, при необходимости, вводиться в поток 18 после охлаждения потока 18 в первом цикле 32 охлаждения и перед его охлаждением во втором цикле 33 охлаждения. По меньшей мере часть потока 21 испарений сжимается обычным компрессором 43, и сжатый газ (поток 23) охлаждается теплообменником 42, который охлаждается потоком 22, который откачан из потока 21. Поток 22, после его нагрева теплообменником 42, может использоваться в качестве топлива для станции для сжижения газа.

Хотя фиг. 2 и 3 показывают, что испарения вводятся в процесс сжижения в точке, находящейся после этапов фракционирования и перед этапами охлаждения второго цикла охлаждения, согласно практике этого изобретения, испарения могут вводиться в поток сжижаемого газа в любой точке процесса, находящейся до теплообменника 30 и после теплообменника 39 и до расширителя 40.

Это изобретение не ограничено каким-либо типом теплообменника, но из соображений экономичности предпочтительны теплообменник с пластинчатой ребристой поверхностью и теплообменник с холодильной камерой. Предпочтительно, все потоки, содержащие как жидкую, так и парообразную фазы, которые направляются в теплообменники, имеют обе (жидкую и парообразную) фазы, одинаково распределенные по площади поперечного сечения проходов, в которые они входят. Для получения этого предпочтительно применять распределительное устройство для отдельных парообразного и жидкого потоков. Разделители могут быть добавлены в многофазные потоки по необходимости для разделения потоков на жидкий и парообразный потоки. Такие разделители могут быть добавлены в процессы, показанные на фиг.2 и 3, до теплообменников 38 и 39.

ПРИМЕР
Имитированный баланс массы и энергии был осуществлен для иллюстрации примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1-3, и результаты показаны в табл.1 и 2, приведенных ниже.

Данные были получены с использованием доступной на рынке программы имитации процесса под названием HYSIS^ТМ, однако другие доступные на рынке программы имитации процесса могут использоваться для получения данных, включая HYSIM^ТМ, PROII^ТМ и ASPEN PLUS^ТМ, которые известны специалистам в данной области техники. Данные, представленные в табл.1, предложены для лучшего понимания примера осуществления изобретения, показанного на фиг.1, но не следует истолковывать изобретение как ограниченное им. Температуры и скорости потоков не должны рассматриваться как ограничения изобретения, которое может предусматривать многие вариации температур и скоростей потоков в рамках его содержания. В этом примере осуществления изобретения первый цикл 32 охлаждения является пропановой системой, и второй цикл 33 охлаждения является этановой системой.

Данные, приведенные в табл.2, предложены для лучшего понимания примера осуществления изобретения, показанного на фиг.2. В этом примере первый цикл 32 охлаждения является пропановой системой, и второй цикл 33 охлаждения является этановой системой.

При использовании блок-схемы базового способа, показанного на фиг.1, и при использовании одинаковых состава и температуры питающего потока, потребность в суммарной проектной мощности для производства сжиженного природного газа (под давлением, близким к атмосферному, и с температурой -160^oС) обычным способом была более чем в два раза выше суммарной проектной потребности в мощности для производства сжиженного природного газа под давлением с использованием примера осуществления изобретения, показанного на фиг. 1: 177927 кВт (238600 л.с.) для производства сжиженного природного газа против 75839 кВт (101700 л.с.) для производства сжиженного природного газа под давлением. Это сравнение было выполнено с использованием имитатора процесса HYSIS^ТМ.

Специалист в данной области техники, в особенности, пользующийся преимуществами, предложенными этим патентом, найдет множество модификаций и вариантов осуществления конкретных способов, описанных выше. Например, множество различных температур и давлений может использоваться согласно изобретению в зависимости от общей конструкции системы и состава питающего газа. Кроме того, цепочка охлаждения питающего газа может быть дополнена или изменена в зависимости от общих конструктивных потребностей для достижения требований оптимального и эффективного теплообмена. Как изложено выше, конкретно описанные варианты осуществления изобретения и примеры не следует использовать для ограничения объема изобретения, который определен приведенными ниже пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Формула изобретения

1. Способ сжижения потока сжатого богатого метаном газа, содержащий следующие операции: (a) введение потока газа в теплообменный контакт с первым охлаждающим циклом, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, вследствие чего температура потока газа понижается за счет теплообмена с первой частью первого хладагента для получения потока охлажденного газа; (b) введение потока охлажденного газа в теплообменный контакт со вторым охлаждающим циклом, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, вследствие чего температура потока охлажденного газа дополнительно понижается за счет теплообмена со вторым хладагентом для получения сжиженного богатого метаном потока, причем указанный второй хладагент имеет точку кипения ниже, чем точка кипения первого хладагента, и второй хладагент частично охлаждается и конденсируется благодаря теплообмену со второй частью первого хладагента для получения жидкого продукта с температурой выше приблизительно -112^oС и с давлением, достаточным для того, чтобы сжиженный поток был в точке начала его кипения или ниже; и (c) введение сжиженного потока в средство для хранения при температуре приблизительно выше -112^oС.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий введение в указанный процесс обработки испарений, полученных при испарении сжиженного природного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы сжиженный продукт был в точке начала его кипения или ниже, причем испарения по меньшей мере частично сжижаются в процессе сжижения.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий отделение испарений в первый поток и второй поток, сжатие первого потока и направление сжатого первого потока в процесс сжижения до по меньшей мере последнего этапа охлаждения второго цикла охлаждения, указанный второй поток проходит в теплообменник для нагрева второго потока испарений и для охлаждения потока природного газа с использованием нагретого второго потока испарений в качестве топлива.

4. Способ по п. 3, содержащий введение первого потока испарений в поток газа до последнего этапа второго цикла охлаждения.

5. Способ по п. 3, дополнительно содержащий отделение испарений в первый поток и второй поток, сжатие первого потока и прохождение сжатого первого потока в теплообменник, прохождение второго потока через теплообменник для нагрева второго потока и для охлаждения сжатого первого потока и введение охлажденного сжатого первого потока в поток природного газа до по меньшей мере последнего этапа второго цикла охлаждения.

6. Способ по п. 1, в котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты тяжелее метана, который дополнительно содержит удаление преобладающей части более тяжелых углеводородов для получения потока пара, богатого метаном, и жидкого потока, богатого более тяжелыми углеводородами, причем поток пара затем сжижают способом по п. 1.

7. Способ по п. 6, в котором жидкий поток, богатый более тяжелыми углеводородами, дополнительно фракционируют, производя пар, богатый этаном, который комбинируют с потоком, богатым метаном, по п. 1.

8. Способ по п. 1, в котором сжижение потока газа выполняют с использованием только двух замкнутых циклов охлаждения в каскадной конфигурации.

9. Способ по п. 1, в котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты тяжелее метана, который дополнительно содержит после операции (а) операции удаления преобладающей части более тяжелых углеводородов для получения потока газа, по существу, не содержащего углеводородов, имеющих три или более атомов углерода, сжатия потока пара, повторного охлаждения потока газа в течение по меньшей мере одного этапа охлаждения при помощи третьей части хладагента первого цикла охлаждения и последующего продолжения операции (b) по п. 1.

10. Способ по п. 1, в котором поток сжатого богатого метаном газа имеет давление выше 3103 кПа.

11. Способ сжижения потока природного газа, содержащий следующие операции: (a) охлаждение потока природного газа при помощи одного или более теплообменников в первом цикле охлаждения каскадной системы охлаждения, имеющей два цикла; (b) прохождение охлажденного природного газа в разделитель фаз для получения первого потока пара и жидкого потока; (c) прохождение потока жидкого природного газа в деметанизатор для получения второго потока пара и второго жидкого потока; (d) прохождение второго жидкого потока во фракционирующую установку для получения конденсированного продукта, добавочного хладагента и третьего потока пара; (e) комбинирование первого потока пара, второго потока пара и третьего потока пара и прохождения комбинированного потока пара в один или более теплообменников, охлаждаемых вторым циклом охлаждения каскадной системы охлаждения, для по меньшей мере частичного сжижения комбинированного потока пара и (f) прохождение комбинированного потока пара, полученного в ходе операции (е), в расширительное средство для получения сжиженного природного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже.

Приоритет по пунктам:
20.06.1997 по всем пунктам.

РИСУНКИ