Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент - RU2194930C2

Чертежи

Описание

Область изобретения
Изобретение относится к способу сжижения природного газа и более конкретно относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД) из потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент.

Предпосылки изобретения
Благодаря его 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 перерабатывают 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 обычный проект по сжижению природного газа может стоить от 5 до 10 миллиардов долларов США, включая расходы на разработку месторождения. Охладительные системы станции могут оцениваться в сумму, составляющую до 30% расходов.

Охладительные системы для сжижения природного газа дороги в связи с тем, что для сжижения природного газа необходимо очень сильное охлаждение. Типичный поток природного газа поступает в установку 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. Поскольку природный газ является смесью газов, он сжижается в пределах диапазона температур. Критическая температура природного газа составляет от около -85^oС до около -62^oС. Типично, составы природного газа при атмосферном давлении будут сжижаться в температурном диапазоне между около -165^oС и -155^oС. Поскольку охлаждающее оборудование составляет такую значительную часть затрат на оборудование для сжижения природного газа, большие усилия были приложены для уменьшения затрат на охлаждение.

Известно много систем для сжижения природного газа путем последовательного пропускания газа под повышенным давлением через множество этапов охлаждения, в течение которых газ охлаждается до последовательно более низких температур до сжижения газа. При обычном сжижении газ охлаждают до температуры, составляющей около -160^oС при атмосферном давлении или близком к нему. Охлаждение обычно выполняют путем теплообмена с одним или более хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен и метан. Хотя много циклов охлаждения использовались для сжижения природного газа, наиболее широко используемыми сейчас на станциях для сжижения природного газа являются три типа: (1) "каскадный цикл", в котором используют много однокомпонентных хладагентов в теплообменниках, расположенных последовательно для уменьшения температуры газа до температуры сжижения, (2) "цикл расширения", который расширяет газ от высокого давления до низкого давления с соответствующим уменьшением температуры и (3) "цикл многокомпонентного охлаждения", в котором используется многокомпонентный хладагент в специально сконструированных теплообменниках. В большинстве циклов сжижения природного газа используются вариации или комбинации этих трех базовых типов.

На обычных станциях 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 сжижения природного газа оборудование для очистки газа требуется для удаления углекислого газа и кислых газов. В оборудовании для очистки газа, как правило, используют регенеративный способ 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 используются для удаления углеводородов, которые вызывают проблемы закупоривания. На обычном предприятии 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 содержит СО₂, в концентрациях, которые вызвали бы его замораживание в процессе сжижения, и одновременно экономичен в потреблении мощности.

Краткое описание изобретения
Изобретение, в целом, относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД), в котором питающий поток природного газа содержит замораживаемый компонент. Замораживаемый компонент, которым обычно бывает СО₂, Н₂S или другой кислый газ, может быть и любым другим компонентом, который потенциально может формировать твердые частицы в разделительной системе.

Согласно способу, соответствующему этому изобретению, многокомпонентный питающий поток, содержащий метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше испаряемости метана, вводят в разделительную систему, имеющую морозильную секцию, работающую под давлением, которое выше чем приблизительно 1380 кПа, и в условиях, способствующих формированию твердых частиц из замораживаемого компонента, и ректификационную секцию, расположенную под морозильной секцией. Разделительная система, которая содержит зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"), производит поток богатого метаном пара и поток жидкости, богатый замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть потока пара охлаждается для производства богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру, которая выше приблизительно -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Первую часть сжиженного потока удаляют из процесса в форме потока сжиженного продукта под давлением (СПГПД). Вторая часть сжиженного потока возвращается в разделительную систему для выполнения функции хладагента в разделительной системе.

В одном примере осуществления изобретения поток пара выводят из верхнего района разделительной системы и сжимают до повышенного давления и охлаждают. Охлажденный, сжатый поток затем расширяется расширительным средством для производства преимущественно жидкого потока. Первая часть жидкого потока подается в качестве обратного потока в разделительную систему, посредством чего обеспечивается охлаждение с разомкнутым циклом разделительной системы, и вторая часть жидкого потока выводится как поток продукта, имеющий температуру, которая выше приблизительно -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.

В другом примере осуществления изобретения поток пара выводится из верхнего района разделительной системы и охлаждается системой охлаждения с замкнутым циклом для сжижения богатого метаном потока пара для производства жидкости, имеющей температуру, которая выше приблизительно -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже нее.

Способ, соответствующий настоящему изобретению, может использоваться как для первичного сжижения природного газа у питающего источника для хранения и транспортировки, так и для повторного сжижения паров природного газа, выделяющихся при хранении и погрузке на транспортное средство. Соответственно, целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной, комплексной системы сжижения и удаления СО₂ для сжижения или повторного сжижения природного газа с высокими концентрациями СО₂ (более чем приблизительно 5%). Другой целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения, в которой требуется существенно меньшая сила сжатия, чем в известных системах. Еще одной целью настоящего изобретения является получение более эффективного способа сжижения путем сохранения рабочей температуры в течение осуществления всего способа выше приблизительно -112^oС, что позволяет выполнять обрабатывающее оборудование из менее дорогих материалов, чем требовалось бы для обычного способа сжижения природного газа, в котором по меньшей мере часть способа осуществляют при температурах до приблизительно -160^oС. Охлаждение до очень низких температур согласно обычному способу сжижения природного газа очень дорого в сравнении с относительно умеренным охлаждением, требуемым для производства сжиженного природного газа под давлением согласно практике этого изобретения.

Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны при обращении к следующему подробному описанию и прилагаемым фигурам, которые являются блок-схемами типовых примеров осуществления настоящего изобретения.

Фиг.1 схематически изображает криогенный процесс в зоне управляемого замораживания, в целом, иллюстрирующий замкнутый цикл охлаждения для производства сжиженного природного газа под давлением согласно способу, соответствующему настоящему изобретению.

Фиг.2 схематически изображает криогенный процесс в зоне управляемого замораживания, в целом, иллюстрирующий разомкнутый цикл охлаждения для производства сжиженного природного газа под давлением согласно способу, соответствующему настоящему изобретению.

Фиг. 3 схематически изображает еще один пример осуществления настоящего изобретения, в котором углекислый газ и метан разделяются ректификацией в ректификационной колонне, имеющей зону управляемого замораживания, в которой один верхний поток продукта является сжиженным природным газом под давлением, и другой верхний поток продукта является газом, сбываемым в потребительскую газовую магистраль.

Блок-схемы, представленные на фигурах, иллюстрируют различные примеры осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению. Фигуры не предназначены для исключения из объема изобретения других примеров его осуществления, которые являются нормальными и ожидаемыми модификациями этих конкретных примеров. Различные необходимые подсистемы, такие как насосы, клапаны, смесители потока, системы управления и датчики, были исключены на фигурах для упрощения и наглядности.

Описание предпочтительных примеров осуществления изобретения
Способ, соответствующий этому изобретению, обеспечивает ректификационное разделение в разделительной системе многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и по меньшей мере один замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше испаряемости метана, в котором разделительная система содержит зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"). Разделительная система производит верхний поток пара, обогащенного метаном, и нижний продукт, обогащенный замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть верхнего потока пара затем сжижают для производства сжиженного природного газа, имеющего температуру, которая выше приблизительно -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже ее. Этот продукт иногда здесь упоминается как сжиженный природный газ под давлением ("СПГПД"). Другую часть такого сжиженного верхнего потока возвращают в разделительную систему в качестве обратного потока.

Термин "точка начала кипения" означает температуру и давление, при которых жидкость начинает преобразовываться в газ. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживают под постоянным давлением, но его температура повышается, температура, при которой начинают формироваться пузырьки газа в сжиженном природном газе под давлением, является точкой начала кипения. В точке начала кипения сжиженный природный газ под давлением является насыщенной жидкостью. Предпочтительно, чтобы сжиженный природный газ под давлением не являлся конденсированным только до его точки начала кипения, а был дополнительно охлажден для добавочного понижения температуры жидкости. Добавочное охлаждение сжиженного природного газа под давлением уменьшает количество испарений при хранении, транспортировке и обращении.

До появления этого изобретения специалистам в данной области техники было хорошо понятно, что зона управляемого замораживания должна удалять нежелательный С₂. Не было принято во внимание, что процесс управляемого замораживания мог бы объединяться с процессом сжижения для производства сжиженного природного газа под давлением.

Способ, соответствующий настоящему изобретению, более экономичен в применении, поскольку он требует меньше энергии для сжижения природного газа, чем способ, использовавшийся прежде, и оборудование, используемое согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, может выполняться из менее дорогих материалов. В противоположность этому способы известного уровня техники, предназначенные для производства сжиженного природного газа при атмосферных давлениях, имеющего такие низкие температуры как -160^oС, требуют обрабатывающего оборудования, выполненного из дорогих материалов для безопасности работы.

Согласно этому изобретению потребность в энергии, требуемой для сжижения природного газа, содержащего значительные концентрации замораживаемого компонента, такого как СО₂, значительно снижена в сравнении с потребностью в энергии для осуществления обычного способа производства сжиженного природного газа из такого природного газа. Уменьшение необходимой для охлаждения энергии, требуемой согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, приводит к большому сокращению капиталовложений, пропорциональному снижению производственных затрат и увеличению эффективности и надежности, таким образом значительно повышая экономичность производства сжиженного природного газа.

При рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению, около 3,5 вес.% никеля может использоваться в трубопроводах и оборудовании в наиболее холодных рабочих районах процесса сжижения, тогда как более дорогое содержание 9 вес.% никеля или алюминия обычно требуется для такого же оборудования согласно обычному способу производства сжиженного природного газа. Это дает еще одно существенное уменьшение стоимости осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, в сравнении с известными способами производства сжиженного 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). Сырой природный газ часто содержит воду, углекислый газ, сернистый водород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более углеродными атомами в молекуле, грязь, сернистое железо, парафин и сырую 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 содержит СО₂. Если поток природного газа содержит высокомолекулярные углеводороды, которые могли бы замораживаться при сжижении, эти тяжелые углеводороды будут удаляться вместе с СО₂.

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 замораживания 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, дает значительные технические и экономические преимущества. Эти и другие преимущества изобретения будут лучше понятны со ссылками на фигуры, иллюстрирующие способ сжижения.

Как показано на фиг.1, питающий поток 10 природного газа поступает в систему под давлением выше приблизительно 3100 кПа и более предпочтительно выше приблизительно 4800 кПа и с температурами предпочтительно от около 0^oС до 40^oС; однако, если необходимо, могут использоваться разные давления и температуры, и система может быть соответственно модифицирована. Если поток 10 газа имеет давление ниже приблизительно 1380 кПа, он может быть сжат пригодным компрессорным средством (не показано), которое может содержать один или более компрессоров. В этом описании способа, соответствующего изобретению, предполагается, что поток 10 природного газа был должным образом обработан для удаления воды с использованием обычных и хорошо известных способов (не показаны на фиг.1) для получения "сухого" потока природного газа.

Питающий поток 10 проходит через охладитель 30. Охладитель 30 может содержать один или более обычных теплообменников, которые охлаждают поток природного газа до криогенных температур, предпочтительно до приблизительно -50^oС ÷ -70^oС и более предпочтительно до температур, немного превышающих температуру затвердевания СО₂. Охладитель 30 может содержать одну или более теплообменных систем, охлаждаемых обычными охладительными устройствами, одно или более расширительных средств, таких как клапаны Джоуля-Томсона или турборасширители, один или более теплообменников, в которых в качестве хладагента используется жидкость из нижней секции фракционирующей колонны 31, один или более теплообменников, в которых в качестве хладагента используется нижний поток продукта из фракционирующей колонны 31, или любой другой пригодный источник охлаждения. Предпочтительная охлаждающая система будет зависеть от доступности охлаждающих средств, ограничений пространства, если они есть, и соображений охраны окружающей среды и безопасности. Специалисты в данной области техники могут выбрать пригодную систему охлаждения, принимая во внимание рабочие условия процесса сжижения.

Охлажденный поток 11, выходящий из питающего охладителя 30, подается во фракционирующую колонну 31, имеющую зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"), которая является специальной секцией для отверждения и плавления СО₂. Секция управляемого замораживания, в которой осуществляется отверждение и плавление СО₂, не содержит насадки или желобов, как обычные дистилляционные колонны, вместо этого она содержит одно или более распылительных сопел и плавильный поддон. Твердый СО₂ формируется в испарительном пространстве в дистилляционной колонне и падает в жидкость в плавильном поддоне. По существу все формируемые твердые частицы оказываются заключенными в зону управляемого замораживания. Ректификационная колонна 31 имеет обычную ректификационную секцию ниже секции управляемого замораживания и предпочтительно еще одну ректификационную секцию выше секции управляемого замораживания. Конструкция и работа фракционирующей колонны 31 известны специалистам в данной области техники. Примеры конструкций зон управляемого замораживания раскрыты в патентах США 4533372, 4923493, 5062270, 5120338 и 5265428.

Богатый СО₂ поток 12 выходит из нижней части колонны 31. Жидкий нижний продукт нагревается во вторичном испарителе 35 и его часть возвращается в нижнюю секцию колонны 31 в виде испарений. Оставшаяся часть (поток 13) выходит из процесса обработки в виде богатого СО₂ продукта. Богатый метаном поток 14 выходит из верхней части колонны 31 и проходит через теплообменник 32, который охлаждается потоком 17, сообщающимся с обычной охлаждающей системой 33 с замкнутым циклом. Может использоваться однокомпонентная, многокомпонентная или каскадная охлаждающая система. Каскадная охлаждающая система могла бы содержать по меньшей мере два замкнутых цикла охлаждения. Охлаждающая система с замкнутым циклом может использовать в качестве хладагентов метан, этан, пропан, бутан, пентан, углекислый газ, сернистый водород и азот. Предпочтительно, в охлаждающей системе с замкнутым циклом преобладающим хладагентом является пропан. Хотя на фиг.1 показан только один теплообменник 32, согласно этому изобретению может использоваться множество теплообменников для охлаждения потока 14 пара в течение множества этапов. Теплообменник 32 предпочтительно конденсирует по существу весь поток 14 пара в жидкость. Выходящий из теплообменника поток 19 имеет температуру, которая выше приблизительно -112^oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или более низкой. Первая часть жидкого потока 19 проходит, как поток 20, в пригодное средство 34 для хранения, такое как стационарная цистерна для хранения, или на транспортное средство, такое как судно для перевозки сжиженного природного газа под давлением, грузовик или железнодорожная цистерна, пригодные для содержания сжиженного природного газа под давлением с температурой выше приблизительно -112^oС и под давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или более низкой. Вторая часть жидкого потока 19 возвращается в виде потока 21 в разделительную колонну 31 для охлаждения разделительной колонны 31. Относительные пропорции потоков 20 и 21 будут зависеть от состава питающего газа 10, рабочих характеристик разделительной колонны 31 и желательной спецификации продукта.

При хранении, транспортировке и обращении со сжиженным природным газом может появляться заметное количество "испарений" в результате испарения сжиженного природного газа. Способ, соответствующий настоящему изобретению, может при необходимости содержать повторное сжижение испарений, которые богаты метаном. Как показано на фиг.1, поток 16 испарений может при необходимости вводиться в поток 14 пара для охлаждения теплообменником 32. Поток 16 испарений должен иметь давление (или близкое к нему) потока 14 пара, в который вводят испарения. В зависимости от давления испарений может требоваться регулирование давления испарений при помощи одного или более компрессоров или расширителей (не показаны на фигурах) для соответствия давлению в точке, где испарения поступают в процесс сжижения.

Небольшая часть потока 14 пара может при необходимости удаляться из процесса в качестве топлива (поток 15) для подачи части энергии, необходимой для приведения в действие компрессоров и насосов в процессе сжижения. Это топливо может при необходимости использоваться как источник охлаждения для содействия охлаждению питающего потока 10.

Фиг. 2 схематически иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения, в котором охлаждение с разомкнутым циклом используют для обеспечения охлаждения разделительной колонны 51 и для производства сжиженного природного газа под давлением. Как показано на фиг.2, многокомпонентный поток 50 газа, содержащего метан и углекислый газ, который был обезвожен и охлажден любым пригодным средством охлаждения (не показано на фиг.2), подают в колонну 51 с зоной управляемого замораживания, которая имеет точно такую же конструкцию, как и разделяющая колонна 31, показанная на фиг.1. Этот пример осуществления изобретения эффективно устраняет возможность формирования твердых частиц в процессе сжижения путем направления питающего потока 64 непосредственно в колонну 51 с зоной управляемого замораживания.

Температура газа, подаваемого в колонну 51 с зоной управляемого замораживания, предпочтительно выше температуры затвердевания СО₂. Богатый метаном поток 52 пара выходит из верхней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания, и обогащенный углекислым газом поток 53 выходит из нижней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Жидкий нижний продукт нагревается во вторичном испарителе 65 и его часть возвращается в нижнюю секцию колонны 51 с зоной управляемого замораживания как вторично испаренный пар. Оставшаяся часть (поток 54) выводится из процесса обработки в виде богатого СО₂ жидкого продукта.

Первая часть верхнего потока 52 возвращается назад в колонну 51 с зоной управляемого замораживания в виде потока 64 для обеспечения охлаждения с замкнутым контуром колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Вторая часть верхнего потока 52 выводится (поток 63) в виде полученного сжиженного природного газа под давлением, которое соответствует рабочему давлению колонны 51 с зоной управляемого замораживания или близко к нему, и с температурой, которая выше приблизительно -112^oС. Третья часть верхнего потока 52 может при необходимости выводиться (поток 59) для использования в качестве газа для потребительской магистрали или для дальнейшей обработки.

Принципиальные компоненты охлаждения с разомкнутым циклом в этом примере осуществления изобретения содержат сжатие одним или более компрессорами 57 верхнего потока 52, выходящего из верхней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания, охлаждение сжатого газа одним или более охладителями 58, прохождение по меньшей мере части охлажденного газа (поток 61) в одно или более расширительных средств 62 для уменьшения давления потока газа и его охлаждения, и подачу части (поток 64) охлажденного расширенного потока в колонну 51 с зоной управляемого замораживания. Возврат части верхнего потока 52 согласно этому способу обеспечивает охлаждение с разомкнутым циклом колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Поток 60 предпочтительно охлаждается теплообменником 55, который также нагревает верхний поток 52. Давлением потока 64 предпочтительно управляют путем регулирования силы сжатия, производимой компрессором 57, для обеспечения того, чтобы давления в жидкости потоков 60, 61 и 64 были достаточно высоки для предотвращения формирования твердых частиц. Возвращение по меньшей мере части верхнего потока 52 пара в верхнюю часть колонны 51 в виде жидкости, конденсированной охлаждением с разомкнутым циклом, также обеспечивает обратный приток в колонну 51.

Колонна 51 с зоной управляемого замораживания имеет обычную ректификационную секцию над секцией управляемого замораживания. Секция управляемого замораживания выполняет формирование и плавление твердых частиц СО₂. При начале работы весь поток 64 может направляться непосредственно в секцию управляемого замораживания. Когда поток 64 становится бедным веществами, формирующими твердые частицы, большая часть потока 64 может подаваться в ректификационную секцию колонны, находящуюся над секцией управляемого замораживания.

Фиг. 3 схематически иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения, в котором способом, соответствующим настоящему изобретению, в качестве потоков продукта производят как сжиженный природный газ под давлением, так и газ для потребительской магистрали. В этом примере осуществления изобретения верхние потоки продукта представляют 50% сжиженного природного газа под давлением (поток 126) и 50% газа (поток 110) для потребительской магистрали. Однако дополнительный сжиженный природный газ под давлением, достигающий 100% всего объема, может производиться благодаря применению дополнительного охлаждения либо путем теплообмена с более холодными жидкостями, либо понижением давления в расширителе за счет применения оборудования для дополнительного сжатия и дополнительных охладителей. Также меньше сжиженного природного газа под давлением можно производить, применяя меньшее охлаждение.

Относительно фиг.3 предполагается, что питающий поток 101 природного газа содержит свыше 5 молекулярных % СО₂ и по существу не содержит воды для предотвращения образования замороженных частиц и гидрата в процессе обработки. После обезвоживания питающий поток охлаждают, понижают его давление и подают в ректификационную колонну 190, работающую под давлением в пределах от приблизительно 1379 кПа до приблизительно 4482 кПа. Ректификационная колонна 190, которая имеет секцию управляемого замораживания подобно разделяющей колонне 31, показанной на фиг.1, разделяет питающий поток на обогащенный метаном верхний парообразный продукт и обогащенный углекислым газом жидкий нижний продукт. Согласно настоящему изобретению ректификационная колонна 190 имеет по меньшей мере две и предпочтительно три отдельные секции: ректификационную секцию 193, зону 192 управляемого замораживания (ЗУЗ), расположенную над ректификационной секцией 193, и при необходимости верхнюю ректификационную секцию 191.

В этом примере питающий поток подается в верхнюю часть ректификационной секции 193 в форме потока 105, где он подвергается обычной ректификации. Ректификационные секции 191 и 193 содержат поддоны и/или насадки и обеспечивают необходимый контакт между жидкостями, стекающими вниз, и парами, поднимающимися вверх. Более легкие пары выходят из ректификационной секции 193 и поступают в зону 192 управляемого замораживания. Поступив в зону 192 управляемого замораживания, пары входят в контакт с жидкостью (возвратной жидкостью, распыляемой в зоне замораживания), исходящей из сопел или распылительных узлов 194. Затем пары продолжают подниматься вверх через верхнюю ректификационную секцию 191. Для эффективного отделения СО₂ от потока природного газа в колонне 190 требуется охлаждение для обеспечения перемещения в жидком состоянии в верхних секциях колонны 190. Согласно практике, применяемой в данном примере осуществления изобретения, охлаждение верхней части колонны 190 обеспечивается охлаждением с разомкнутым циклом.

В примере осуществления изобретения, показанном на фиг.3, поступающий питающий газ разделяется на два потока: поток 102 и поток 103. Поток 102 охлаждается в одном или более теплообменников. В этом примере используют три теплообменника 130, 131 и 132 для охлаждения потока 102 и для выполнения функции вторичного испарителя для выработки тепла для ректификационной секции 193 колонны 190. Поток 103 охлаждается одним или более теплообменниками, состоящими в теплообменном контакте с одним из нижних потоков продукта колонны 190. Фиг. 3 изображает два теплообменника 133 и 141, которые нагревают нижние продукты, выходящие из колонны 190. Однако количество теплообменников, обеспечивающих охлаждение питающего потока, будет зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь ими, скорость потока входящего газа, состав входящего газа, температуру питающего газа и требования теплообмена. При необходимости, хотя это и не показано на фиг.3, питающий поток 101 может охлаждаться обрабатывающим потоком, выходящим из верхней части колонны 190. В качестве другой возможности питающий поток 101 может охлаждаться по меньшей мере частично обычными охлаждающими системами, такими как однокомпонентные или многокомпонентные охлаждающие системы.

Потоки 102 и 103 вновь комбинируются, и комбинированный поток проходит через пригодное расширительное средство, такое как клапан 150 Джоуля-Томсона, достигая давления, приблизительно соответствующего рабочему давлению в разделительной колонне 190. В альтернативном варианте вместо клапана 150 Джоуля-Томсона может использоваться турборасширитель. Мгновенное расширение при помощи клапана 150 образует охлажденный расширением поток 105, который направлен в верхнюю часть ректификационной секции 193 в точку, где температура предпочтительно достаточно высока для исключения замораживания СО₂.

Верхний поток 106 пара из разделительной колонны 190 проходит через теплообменник 145, который нагревает поток 106 пара. Нагретый поток пара (поток 107) повторно сжимается однокаскадным сжатием или многокаскадным сжатием рядом компрессоров. В этом примере поток 107 проходит последовательно через два обычных компрессора 160 и 161. После каждого этапа сжатия поток 107 охлаждается дополнительными охладителями 138 и 139 предпочтительно с использованием в качестве охлаждающего вещества окружающего воздуха или воды. При сжатии и охлаждении потока 107 получают газ, который может использоваться для сбыта в потребительскую газовую магистраль или подвергаться дальнейшей обработке. Сжатие потока 107 пара обычно будет производиться до получения по меньшей мере давления, соответствующего требованиям магистрали.

Часть потока 107 после прохождения через компрессор 160 может при необходимости выводиться (поток 128) для использования в качестве топлива для станции обработки газа. Другая часть потока 107 после прохождения через дополнительный охладитель 139 выводится (поток 110) в качестве потребительского газа. Оставшаяся часть потока 107 проходит, как поток 108, в теплообменники 140, 136 и 137.

Поток 108 охлаждается в теплообменниках 136 и 137 холодной жидкостью из потока 124, выходящего из нижней части колонны 190. Поток 108 затем дополнительно охлаждается в теплообменнике 145 благодаря теплообмену с верхним потоком 106 пара, получаемого при нагреве потока 106. Поток 108 затем расширяется пригодным расширительным устройством, таким как расширитель 158, для получения давления, приблизительно равного рабочему давлению колонны 190. Затем поток 108 разделяется, при этом одна его часть проходит как сжиженный природный газ под давлением (поток 126) с температурой выше приблизительно -112^oС и давлением выше приблизительно 1380 кПа для хранения или транспортировки. Другая часть (поток 109) поступает в разделительную колонну 190. Давление на выходе компрессора 161 регулируется для получения давления, которое достаточно высоко для того, чтобы падение давления в расширителе 158 производило достаточное охлаждение для обеспечения того, что потоки 109 и 126 преимущественно представляют собой жидкость, обогащенную метаном. Для производства дополнительного сжиженного природного газа под давлением (поток 126) дополнительное сжатие может производиться после компрессора 160 и до теплообменника 136. Для начала процесса поток 109 предпочтительно подают через поток 109А и впрыскивают непосредственно в секцию 192 управляемого замораживания при помощи распылительного сопла 194. После того как процесс начался, поток 109 может подаваться (поток 109В) в верхнюю секцию 191 разделительной колонны 190.

Поток 115 обогащенного СО₂, жидкого продукта выходит из нижней части колонны 190. Поток 115 разделяется на две части: поток 116 и поток 117. Поток 116 проходит через пригодное расширительное средство, такое как клапан 153 Джоуля-Томсона, для понижения давления. Поток 124, который выходит из клапана 153, затем нагревается в теплообменнике 136, и поток 124 проходит через другой клапан 154 Джоуля-Томсона и еще один теплообменник 137. Полученный в результате поток 125 затем сливается с потоком 120 пара, выходящего из отделителя 181.

Поток 117 расширяется пригодным расширительным устройством, таким как расширительный клапан 151, и проходит через теплообменник 133, таким образом охлаждая питающий поток 103. Поток 117 затем направляется в разделитель 180, являющийся обычным устройством для разделения газа и жидкости. Пар из разделителя 180 (поток 118) проходит через один или более компрессоров и насосов высокого давления для повышения давления. На фиг.3 показана серия из двух компрессоров 164 и 165 и насос 166 с обычными охладителями 143 и 144. Поток 122 продукта, выходящий из насоса этой серии, имеет давление и температуру, пригодные для нагнетания в подземные формации.

Жидкие продукты, выходящие из разделителя 180 потоком 119, проходят через расширительное устройство, такое как расширительный клапан 152, и затем проходят через теплообменник 141, который находится в теплообменном взаимодействии с питающим потоком 103, таким образом дополнительно охлаждая питающий поток 103. Поток 119 затем направляется в разделитель 181, являющийся обычным устройством для разделения газа и жидкости. Пары из разделителя 181 проходят (поток 120) в компрессор 163, за которым следует обычный дополнительный охладитель 142. Поток 120 затем сливается с потоком 118. Любой конденсат, доступный из потока 121, может извлекаться обычными способами мгновенного испарения или стабилизации и затем может продаваться, сжигаться или использоваться в качестве топлива.

Хотя разделительные системы, показанные на фиг.1-3, имеют только одну ректификационную колонну (колонна 31 на фиг.1, колонна 51 на фиг.2 и колонна 190 на фиг. 3), разделительные системы, соответствующие настоящему изобретению, могут содержать две или более ректификационных колонн. Например, для уменьшения высоты колонны 190, показанной на фиг.3, может быть желательно разделить колонну 190 на две или более колонн (не показаны на фигурах). Первая колонна содержит две секции: ректификационную секцию и зону управляемого замораживания над дистилляционной секцией, и вторая колонна содержит одну ректификационную секцию, которая выполняет такую же функцию, как и секция 191, показанная на фиг.3. Многокомпонентный питающий поток подают в первую ректификационную колонну. Жидкий осадок из второй колонны подают в зону замораживания первой колонны. Верхний пар из первой колонны подают в нижний район второй колонны. Вторая колонна имеет такой же разомкнутый цикл охлаждения, как показано на фиг.3 относительно колонны 190. Поток пара из второй ректификационной колонны выводят, охлаждают и часть его возвращают в верхний район второй разделительной колонны.

Примеры
Имитированные балансы массы и энергии были выполнены для иллюстрации примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1 и фиг.3, и результаты показаны в таблицах 1 и 2 соответственно, приведенных ниже. Для данных, представленных в таблице 1, предполагалось, что верхний поток продукта являлся 100%-ным сжиженным природным газом под давлением (поток 20 на фиг.1) и охлаждающая система была каскадной пропан-этиленовой системой. Для данных, представленных в таблице 2, предполагалось, что верхние потоки продукта составляют 50% сжатого сжиженного природного продукта (поток 126 на фиг.3) и 50% потребительского газа (поток 110 на фиг.3).

Данные были получены с использованием доступной на рынке программы имитации процесса, называемой HYSYS^TM (поставляемой Hyprotech Ltd. Of Calgary, Canada); однако другие доступные на рынке программы имитации процесса могут использоваться для получения данных, включая, например, HYSIM^TM, PROII^TM и ASPEN PLUS^TM, которые известны специалистам в данной области техники. Данные, представленные в таблицах, предложены для лучшего понимания примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1 и 3, но изобретение не должно истолковываться, как ограниченное ими. Температуры и скорости потоков не должны рассматриваться как ограничения изобретения, которое может иметь много вариаций температур и скоростей потоков, в рамках здесь изложенного.

Дополнительная имитация способа была осуществлена с использованием базовой блок-схемы, показанной на фиг.1 (применяя такой же состав питающего потока и температуру, как и использованные для получения данных, показанных в таблице 1), для производства обычного сжиженного природного газа под давлением, близким к атмосферному, и с температурой -161^oС. Обычный способ производства сжиженного природного газа с применением зоны управляемого замораживания требует значительно большего охлаждения, чем способ производства сжиженного природного газа под давлением с применением зоны управляемого замораживания, показанный на фиг.1. Для получения охлаждения, требуемого для производства сжиженного природного газа при температуре -161^oС, охлаждающая система должна быть расширена от системы с каскадом пропан/этилен до системы с каскадом пропан/этилен/метан. Дополнительно, поток 20 мог бы требовать дальнейшего охлаждения с использованием метана и давление продукта могло бы понижаться с использованием расширителя жидкости или клапана Джоуля-Томсона для производства сжиженного природного газа при атмосферном давлении или близком к нему. Из-за пониженных температур СО₂, содержащийся в сжиженном природном газе, должен удаляться до уровня, составляющего приблизительно 50 частей на миллион, для устранения проблем, связанных с замораживанием СO₂ при осуществлении этого способа, вместо 2% CO₂ согласно способу получения сжиженного природного газа под давлением с применением зоны управляемого замораживания, показанному на фиг.1.

Таблица 3 демонстрирует сравнение требований к сжатию хладагента для обычного способа получения сжиженного природного газа и способа получения сжиженного природного газа под давлением, описанного в имитированном примере, изложенном в предшествующем абзаце. Как показано в таблице 3, суммарная требуемая сила сжатия хладагента была на 67% выше для производства обычного сжиженного природного газа в сравнении с производством сжиженного природного газа под давлением согласно настоящему изобретению.

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. Кроме того, некоторые операции способа могут выполняться с применением дополнительных устройств, которые взаимозаменяемы с показанными устройствами. Например, разделение и охлаждение могут выполняться в одном устройстве. 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.

Реферат

Изобретение относится к криогенным установкам. Способ производства богатой метаном жидкости под давлением осуществляется посредством охлаждения многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше, чем относительная испаряемость метана. Многокомпонентный питающий поток вводят в разделительную систему, имеющую секцию замораживания, работающую под давлением выше приблизительно 1380 кПа и в условиях формирования твердых частиц для замораживаемого компонента, и в ректификационную секцию, расположенную под секцией замораживания. Разделительная система производит поток богатого метаном пара и поток жидкости, богатой замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть потока пара охлаждается для получения богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру выше приблизительно -112^oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость была в точке начала ее кипения или ниже для производства продукта и потока для обеспечения охлаждения разделительной системы. Использование изобретения позволит повысить экономичность и эффективность сжижения природного газа. 4 с. и 26 з.п.ф-лы, 3 ил., 3 табл.

Формула