CN101014801A - 天然气在液体溶剂中的存储以及将天然气吸入液体溶剂和从中分离出的方法 - Google Patents

天然气在液体溶剂中的存储以及将天然气吸入液体溶剂和从中分离出的方法 Download PDF

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Abstract

通过在液化介质中吸收气体，可以使天然气或甲烷的大规模存储更便利。提供了使得为了存储和运输而把天然气或甲烷吸收进液体或液体蒸汽介质和为了传输到市场而还原回气体更为便利的系统和方法。在优选实施方式中，利用了乙烷、丙烷和丁烷在适当温度和压力条件下的吸收性能，以更有效的压缩体积比水平存储天然气或甲烷。优选的混合方法用诸如液态乙烷、丙烷、丁烷或别的合适流体的溶剂介质有效的结合天然气或甲烷，形成了适于储存和运输的浓缩液体或液体蒸汽混合物。在卸载天然气时，溶剂介质优选在传输容器中循环。

Description

天然气在液体溶剂中的存储以及将天然气吸入液体溶剂和从中分离出 的方法
发明领域
本发明一般涉及天然气的存储和运输，更具体的涉及天然气在液体介质或溶剂中的大规模存储以及把天然气吸收进液体或液体蒸汽介质中以便存储和运输以及分离回气体以便传递的系统和方法。运输方法是利用以浓缩形式容纳的天然气通过常规的公路、铁路和船只模式进行的。
背景技术
天然气主要以气体形式通过管道运输。对于天然气矿床不位于接近管道的位置并因此通过管道运输不可行的情况，也就是说多股的(stranded)或遥远的天然气，必须通过别的方法运输气体，经常以液化天然气(“LNG”)的液体形式通过船只运输。天然气以液体形式存储和运输涉及处于低温或接近低温的状态(大气压下-270到加压下-180)，这需要在非管道运输支路的每个末端对液化和再气化装置的大量投资，以及对大型存储罐的大量投资。这些资金费用以及存储和运输这些状态下的LNG必需的能源消耗往往使得以液体形式存储和运输天然气非常昂贵。
近年来，人们提出以压缩天然气(“CNG”)的形式进行多股或遥远的天然气资源(asset)的运输，但是商业化很慢。CNG，包括在100到几百个大气压下压缩气体，不需要对液化和再气化装置的大量投资，提供了用LNG获得的600比1(600∶1)体积比的1/3-1/2的容纳体积比。
在大气温度下或到-80寒冷条件的装运CNG是当前工业提议的主题。压缩天然气到2150psig(146大气压)使得气体可压缩性(Z)系数处于最低值(在60下大约0.74)，然后在升高压力下攀升到更高值。在2150psig，可获得225∶1大小的压缩体积比。通常使用3600psig的商业油罐压缩天然气到320∶1的压缩体积比。
为了有效的把多股或遥远的天然气传输进装运循环，必须以和运输容器频率和气源生产速度相适应的量来保持存储。在这种存储估算中还考虑了加载(优选在最少时间里实现)。类似的，基于输送天然气到市场上的传输频率、卸载时间以及管道的传送能力，必须估算向存储系统中的卸载。在这些阶段点维持天然气容器是与所有运输模式相关的传输费用的一部分。
CNG处理是能量密集型的，需要显著的压缩和冷却到这些体积比，然后在卸载时移置所述气体。考虑到存储高压CNG的较高费用、过长的加载与卸载时间和与之相联的冷却或再加热能力，还没有商业系统的运行情况证明传输超过0.5bcf/天的大体积量。
相应的，提供比用CNG获得的浓缩优异的天然气浓缩，在适当的压力和适当降低的温度下便于得到比CNG更好的性能参数，以及降低LNG所需设备的比例密度(proportionate intensity)，将会是人们所期望的。
发明内容
本发明涉及通过适度压力、低温和溶剂介质的相互作用而存储在液化介质中的天然气或甲烷，还涉及有助于将天然气或甲烷吸入到液体或液体蒸气介质中以便存储和运输以及转化回气体以便传递到市场的系统和方法。运输方法优选利用以浓缩形式容纳的天然气或甲烷通过常规的公路、铁路和船只模式进行。这种气体存储和运输方法也适于管道应用。
在优选的实施方式中，在适当的温度和压力条件下(与新型混合工艺相关的)利用乙烷、丙烷和丁烷的吸收性能，以比在类似保存条件下用单独天然气所获得的压缩体积比更有效水平的压缩体积比存储天然气或甲烷。混合物优选使用优选不高于大约2250psig，优选在大约1200psig到大约2150psig范围的压力，以及优选在大约-20°到大约-100范围，更优选不低于大约-80，再优选在大约-40°到-80范围的温度存储。在这些适当的温度和压力条件下，用诸如乙烷、丙烷或丁烷或其组合的液态溶剂来结合天然气或甲烷，所述液态溶剂的浓度如下：乙烷优选大约25摩尔％，优选在大约15摩尔％-大约30摩尔％范围；丙烷优选大约20摩尔％，优选在大约15摩尔％-大约25摩尔％范围；或丁烷优选大约15摩尔％，优选在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围的浓度下；或乙烷、丙烷和/或丁烷的结合，或者丙烷和丁烷的结合，在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围。
本发明的混合工艺把天然气或甲烷与诸如液态乙烷、丙烷、丁烷或别的合适流体的溶剂介质有效地结合，获得了适宜于存储和运输的浓缩液体或液体蒸气混合物。溶剂介质优选在卸载天然气时在输送容器中循环。优选按照所用溶剂效率的极限来确定工艺条件。
在优选实施方式中，溶剂优选在受控速率下压力喷射到正进入混合室的天然气或甲烷流中。当遇到吸收流(溶剂)时，气体陷入到聚集在混合室较低部位的液相中，成为气体和溶剂的饱和流体混合物形式，在这里它被抽走以在最少的后冷却条件下存储。以液体形式处理气体加快了加载和卸载时间并且不需要与CNG相关水平的后冷却(after-cooling)。
然后把气体从溶剂中分离出来以输送到市场。在符合所需传输条件的理想温度和压力下，在分离器中把气体从溶剂中分离出来。温度基于所用溶剂而不同。液体溶剂回收以备将来使用。
通过检验下面的图和详细说明，对本领域技术人员来说，本发明的其它系统、方法、特征和优点将会或将变得显而易见。
附图说明
通过研究附图，可以部分发现本发明的细节，包括制备、结构和操作，其中同样的附图标记表示同样部件。图中的部分不必合乎比例，相反重点放在说明本发明的原理上。而且，所有说明旨在表达概念，其中相对尺寸、形状和别的详细特征可以是示意性的，而不是照字面意义的或精确的说明。
图1是描述了本发明方法填充循环的方法图。
图2是描述了本发明方法卸下/卸载循环的方法图。
图3a是描述在选定温度下在不同压力条件下对25％乙烷(C2)而言甲烷(C1)的体积比。
图3b是描述在选定温度下在不同压力条件下对20％丙烷(C3)而言甲烷(C1)的体积比。
图3c是描述在选定温度下在不同压力条件下对15％丁烷(C4)而言甲烷(C1)的体积比。
图4a是描述在选定压力下在不同温度条件下对25％乙烷(C2)而言甲烷(C1)的体积比。
图4b是描述在选定压力下在不同温度条件下对20％丙烷(C3)而言甲烷(C1)的体积比。
图4c是描述在选定压力下在不同温度条件下对15％丁烷(C4)而言甲烷(C1)的体积比。
图5a是描述在选定温度和压力条件下甲烷(C1)在不同乙烷(C2)溶剂浓度下的体积比。
图5b是描述在选定温度和压力条件下甲烷(C1)在不同丙烷(C3)溶剂浓度下的体积比。
图5c是描述在选定温度和压力条件下甲烷(C1)在不同丁烷(C4)溶剂浓度下的体积比。
详细说明
依照本发明，优选通过适当的压力、低温和溶剂介质的相互作用，把天然气或甲烷吸收和存储进液化介质中。在优选实施方式中，在适当的温度和压力条件下利用乙烷、丙烷和丁烷的吸收性能，以在比在类似的保存条件下用单独的天然气或甲烷获得的压缩体积比水平更高的压缩体积比存储天然气或甲烷。新的混合方法优选把天然气或甲烷与诸如液态乙烷、丙烷、丁烷或别的合适流体的溶剂介质结合，以形成适于存储和运输的浓缩液体或液体蒸汽混合物。溶剂介质优选在卸载天然气或甲烷时在输送容器中循环。
在优选实施方式中，吸收流体优选在受控速率下压力喷射到正进入混合室的天然气或甲烷流中。当流经焦耳汤普森阀组件或别的压力降低装置，和/或流经冷却装置时，优选通过降低其压力来把气流激冷到混合温度。当遇到吸收流体流时，气体陷入到聚集在混合室较低部位的液体溶剂中，成为饱和流体。从混合室较低部位，饱和流体，即气体和液体溶剂的混合物，被抽走以在最少后冷却的条件下存储。当吸收进液体介质中时对气体进行处理加快了加载和卸载时间并且不需要与CNG相关水平的后冷却。
详细的转向附图，图1提供了填充循环的方法流程图。如描述的那样，天然气或甲烷流被吸收入溶剂以获得饱和流体形式的存储/运输混合物。依赖于所用溶剂，需要不同的最佳温度和压力参数以获得气体在溶剂中的期望的体积比。
在操作中，溶剂在符合优选气体存储条件和维持溶剂液相条件的冷却温度下存储于存储容器32中。通过气体压缩机12升高进入入口集管10的气体的压力。然后当通过空气冷却/制冷装置14时，把离开压缩机12的气体冷却到和存储溶剂同样的温度。然后在压力调节器16控制的受控压力下，通过流动元件18把离开冷却装置14的气体投料到混合器或混合室20中。气体的受控压力根据制备的用于存储和运输的气体混合物而变化。最佳存储条件取决于具体使用的溶剂。
也向混合器20供应从泵30注射的溶剂。通过流动控制器34和流动控制阀31控制溶剂流动速率。来自流动元件18的信息被输送到流动控制器34以基于摩尔体积将所需的溶剂流速和气体流速相配。
在图1中没有显示在入口集管10之前焦耳汤普森阀的使用。对于很高的源头压力而言，需要降低压力到过程罐的压力，所以优选结合焦耳汤普森阀。阀两端的压降也在气体流产生可用的温度降。
一遇到溶剂，气体在液相介质中被吸收和运走。液相介质在混合室20的较低部位聚集，和溶剂一起成为饱和流体。饱和流体加上小量过剩气体被输送进稳定器容器40。过剩气体通过压力控制阀44循环回入口集管10，用于通过混合器20进行循环。
然后通过压缩泵41把饱和流体升压到优选存储水平，在那里饱和流体被投料进加载集管43，然后通过加载集管43投料被装进保存罐或储存容器42。诸如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷或它们的混合物的激冷保护气体(blanket gas)气体优选在罐42被饱和流体填充以前存在于罐42中。当用饱和流体添充罐42时，保护气体被液化。安放在轮船甲板上的罐优选容纳于用冷却的惰性气氛覆盖层充满的密封外壳中。存储的饱和流体在存储和运输期间维持合适的温度。
转向图2，提供了卸下/卸载循环方法流程图，其中存储在保存罐42中的饱和流体被分离成气体流和回收溶剂流。饱和流体通过卸载集管45从罐42被投料到卸载泵52，在那儿它的压力被升高到足以通过热交换器54。在热交换器54中，饱和流体的温度被升高以获得再气化的最佳能量水平。再气化的处理流随后被输送进分离塔56中，在那里压力的降低使得溶剂恢复到液相并从气体中分离。气流离开分离塔56并通过出口集管58被输送到存储或管道装置，而来自容器较低部位的溶剂通过压力控制阀62返回存储容器60中供再使用。
依据图1和2中描述的系统和方法便于把天然气吸收进液体或液体蒸汽介质中用于存储和运输，以及分离气体便于输送到市场和保留溶剂以作为传输介质供再使用。这个方法有利地提供了超过用CNG能获得的天然气和甲烷体积比，高于CNG操作的性能参数，并减少了LNG所需装置比例密度。和对CNG或LNG进行处理和重构以重新形成室温下的压力气体相比，可以有利地在更低能量消耗下形成所存储的饱和流体以及随后用于传输的重构产物。而且，与CNG转移中涉及的压缩、去压缩和降压压缩(drawdown-compression)相比，可以通过简单的泵送有利的转移存在于液体介质中的天然气或甲烷。本领域技术人员知道，这显著改善了和当前工业方案中存储、输送冷却CNG有关的经济成本。
和处理CNG相比费用的减少进一步涉及通过使用更轻、更高强度的材料进行容纳所需成本上的减少，所述材料经常本质上是复合的或纤维增强的材料。本领域技术人员知道上面提出的较低操作压力对较少量材料的影响将会进一步增加本发明经济上的可行性。
不象传统方法(可见例如Teal美国专利第5,513,054号)，本发明的方法不是为了形成燃料混合物，而是为了天然气(甲烷)的存储和运输，其中溶剂可被回收再用。混合物有利于在液相中或是在气体混合物的液相包封中运输介质。
优选按照所用每种吸收流体或溶剂的效率极限来确定方法条件。转向图3a-c、4a-c和5a-c，描述了甲烷(C1)在不同压力和温度条件下、以及乙烷(C2)、丙烷(C3)和丁烷(C)溶剂的不同饱和流体混合物浓度下的体积比。图3a、3b和3c说明在选定的溶剂浓度和温度条件下，在大约1200psi-大约2100psi的压力范围内，甲烷(C1)的体积比在LNG的大约1/3-1/2范围内。如图4a、4b和4c所述，在选定的溶剂浓度和压力条件下，在大约-30到低于-60的温度范围内，甲烷(C1)的体积比在LNG的大约1/3-1/2范围内。如图5a、5b和5c所述，在选定的温度和压力条件下，在如下浓度下，甲烷(C1)的体积比在LNG的大约1/3-1/2范围内，所述浓度是乙烷(C2)在大约15摩尔％-大约25摩尔％范围，丙烷(C2)在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围以及丁烷(C4)在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围。
相应的，本发明通过使用优选不高于约2250psig，优选在大约1200psig到大约2150psig范围的压力以及优选在大约-20到大约-100范围，更优选不低于大约-80以及再优选在大约-40到大约-80范围的温度，获得了比CNG操作可获得的更优异的液体形式天然气体积比，并因而获得了规模经济。把天然气或甲烷与溶剂，优选液态乙烷、丙烷或丁烷或它们的组合，在下述浓度结合：乙烷优选在大约25摩尔％，优选在大约15摩尔％-大约30摩尔％范围；丙烷优选在大约20摩尔％，优选在大约15摩尔％-大约25摩尔％范围；或丁烷优选在大约15摩尔％，优选在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围；或者乙烷、丙烷和/或丁烷的组合，或者丙烷和丁烷的组合，在大约10摩尔％-大约30摩尔％范围。
下面提供了对于利用乙烷、丙烷或丁烷作为溶剂的存储液体介质的优选的填充和存储参数和相关的压缩效果水平(纯甲烷压缩列于圆括号中)：
吸收的天然气的体积比(对比压缩天然气)
A.乙烷-25摩尔％
1200psig    -60    276ft3/ft3    (203ft3/ft3)
1200psig    -40    226ft3/ft3    (166ft3/ft3)
1400psig    -40    253ft3/ft3    (206ft3/ft3)
1500psig    -30    242ft3/ft3    (207ft3/ft3)
B.丙烷-20摩尔％
1200psig    -40    275ft3/ft3    (166ft3/ft3)
1200psig    -30    236ft3/ft3    (153ft3/ft3)
1400psig    -40    289ft3/ft3    (206ft3/ft3)
1500psig    -30    279ft3/ft3    (207ft3/ft3)
C.丁烷-15摩尔％
1200psig    -60    269ft3/ft3    (203ft3/ft3)
1400psig    -40    294ft3/ft3    (206ft3/ft3)
1500psig    -40    301ft3/ft3    (225ft3/ft3)
如在上述A、B和C中的数据所示，在注明的适度压力和温度下存储液体介质的压缩效果水平在所有情况下对于在2100psig和-60的CNG都具有竞争力。对于如下情况下的纯甲烷而言，可以预期与A、B和C类似的压缩比效果水平：(1)在2100psig压力范围内和-30到-20的温度范围内；以及(2)在2500psig压力范围内和-10到0的温度范围内。
优选采用针对从环境温度向下到-100的低温应用的复合材料容器和相互连接的软管以及针对向下到-40的中温应用的钢容器，在液体介质中存储和运输气体。运输方法是利用以浓缩的形式容纳的天然气通过传统的公路、铁路和轮船模式进行的。运输容器可以是定制设计或者是打算用于陆地或海洋的现有形式的改造。存储容器设计中趋向于使用已证明的非奇异装备的材料规格。
存储和运输期间的冷却可以是诸如级联丙烷的现在能获得的已有众多商业系统的任何一个。本领域技术人员会意识到导致更有效的冷却到更低温度的这种设备的改进将会在本发明中获得改进的压缩性能。(参见图3a-5c)。与CNG系统中预期的3000psig或更高的压力相比，通过在仅仅1500psig的压力开始，回收吸收液体所需的减压和使天然气重新蒸发的加热趋向于需要最小的能量。这对加载和卸载时间也具有有益效果。
在前面的说明中，参照其具体实施方式对本发明进行了描述。然而，显而易见，在不脱离本发明广泛的精神和范围的情况下，可以对其进行各种调整和变化。例如，读者应当知道这里描述的方法流程图中显示的方法操作的具体顺序和结合仅是示意性的，除非另有陈述，并且可以使用不同的或附加的方法操作或者不同的结合或方法操作顺序来实施本发明。作为另一个实施例，一个实施方式中的每个特征可以与别的实施方式显示的别的特征进行混合和匹配。本领域普通技术人员公知的特征和方法可以根据期望进行类似的结合。另外显而易见的是，可以根据期望增加或减少特征。相应的，除了根据所附的权利要求和它们的等同替代物之外，本发明并不受限。

Claims (26)

1.一种将天然气和合适的溶剂混合以获得适于运输/存储的液体的方法，包括以下步骤：
冷却天然气和溶剂到大约-80或其之上的温度，
把天然气和溶剂结合成为天然气和溶剂的液体介质，以及
在低于大约2150psig的压力下压缩液体介质。
2.权利要求1的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-60或其之上的温度。
3.权利要求1的方法，其中压缩步骤包括在低于大约1440psig的压力下压缩液体介质
4.权利要求3的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-60或其之上的温度。
5.权利要求1的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-40°--80范围的温度。
6.权利要求3的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-40°--80范围的温度。
7.权利要求1的方法，其中压缩步骤包括在大约1200psig-大约2150psig的压力范围内压缩液体介质。
8.权利要求7的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-60或其之上的温度。
9.权利要求7的方法，其中冷却步骤包括冷却天然气和溶剂到大约-40°-80范围的温度。
10.权利要求1的方法，其中溶剂是乙烷。
11.权利要求1的方法，其中溶剂是丙烷。
12.权利要求1的方法，其中溶剂是丁烷。
13.权利要求1的方法，其中天然气是甲烷。
14.一种在液体介质中容纳天然气的方法，包含步骤：
在不低于-80的温度冷却容纳了天然气的液体介质，以及
在不超过2150psig的压力下压缩液体介质。
15.权利要求14的方法，其中液体介质是乙烷。
16.权利要求14的方法，其中液体介质是丙烷.
17.权利要求14的方法，其中液体介质是丁烷。
18.权利要求14的方法，其中温度不低于-60.
19.权利要求14的方法，其中压力不超过1440psig.
20.权利要求18的方法，其中压力不超过1440psig。
21.一种从存储的溶剂中分离天然气以使溶剂可再用的方法，包括以下步骤：
加热天然气和溶剂混合物以使天然气和溶剂气化，以及
降低天然气和溶剂混合物的压力使溶剂返回到其液相.
22.权利要求21的方法，进一步包括在加热和降低天然气和溶剂混合物的压力之前，保持天然气和溶剂混合物的压力为1440psig或更低、温度为-60或其之上的步骤。
23.权利要求21的方法，进一步包括在加热和降低天然气和溶剂混合物的压力之前，保持天然气和溶剂混合物的压力为1440psig或更低、温度为-80或其之上的步骤。
24.权利要求21的方法，进一步包括在加热和降低天然气和溶剂混合物的压力之前，保持天然气和溶剂混合物的压力为2150psig或更低、温度为-60或其之上的步骤。
25.权利要求21的方法，进一步包括在加热和降低天然气和溶剂混合物的压力之前，保持天然气和溶剂混合物的压力为2150psig或更低、温度为-80或其之上的步骤。
26.权利要求21的方法，进一步包括存储液相形式的溶剂供将来使用的步骤。
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