CN110869686A - 大规模沿海液化 - Google Patents

Abstract

本发明介绍了一种从陆上天然气管网中收集的天然气进行大规模生产海上液化天然气的方法。天然气在陆上设施上进行预处理，去除汞、酸气、水和C₅₊碳氢化合物，然后压缩并通过管道输送至海上平台进一步压缩和冷却，然后再输送至浮式液化、储罐和卸载船舶进行天然气液化。

Description

大规模沿海液化

技术领域

本发明涉及液化天然气的沿海生产，最大程度地利用规模经济，在三个位置进行天然气处理，在岸上进行天然气预处理，将预处理后的天然气输送到沿海平台，以便与压缩天然气混合。再循环气体，并将气体混合物进一步输送到船形的沿海浮动LNG液化，存储和卸载单元。具体而言，在浮动LNG液化，存储和卸载单元上的液化能力在以下限制条件下得到最大化：在平台和船舶上采用专门的空冷，通过使用多个固有安全但相对较小的预冷氮膨胀液化过程，获得标准的、可停靠船舶尺寸的可用甲板面积。

背景技术

随着世界能源需求的增长以及对空气和水排放的担忧，天然气变得越来越重要。天然气的燃烧比石油和煤炭清洁得多，并且没有与核电有关的危害或废物沉积问题。天然气的温室气体排放量低于石油的排放量，仅是煤燃烧排放量的三分之一。天然气很容易获得，可以从储气库，页岩气，与石油生产相关的气体，工业化地区的管道以及远离基础设施的滞留气源获得。

当天然气管道不经济或不能实现时(例如，在远洋距离上运输天然气)，最佳的天然气运输方式通常是液化天然气(LNG)，液化天然气是在或非常接近常压的条件下，将气体冷却至约-160℃使其形成稳定液体。合适的气体主要包括甲烷以及一些乙烷，丙烷，丁烷，戊烷和微量的氮气。

LNG的生产主要采用两个步骤。第一步通常在40至60bara的压力下进行，是进行气体预处理以除去游离水，汞，H₂S，CO₂，水蒸气以及最后去除重烃。残留汞的规格通常为<0.01μg/Nm³，残余H₂S<2ppmv，残余CO₂<50ppmv，并且非常重要的，对于水蒸气是非常低的值，这个值<0.1ppmv。在除去这些组分之后，重烃也被去除，使得残余的戊烷和较重烃的浓度小于1000ppm，而残余己烷和较重烃的浓度小于100ppm。由此产生的液化原料气通常可能含有85％以上的甲烷浓度(以摩尔计)，并常常超过90％，乙烷浓度在1以下至10％之间，丙烷浓度在0.1-3％之间，丁烷和戊烷浓度在0.1-1％之间。氮浓度可能在0.1％到2％之间。

第二处理步骤是将这些主要包含甲烷的净化气体液化。这是在与气体预处理时相同的压力下进行，或者在某些情况下，优选在更高的压力下进行，例如80至100bara。液化后，可以从LNG中除去氮气，通常是超过1摩尔％的任何量。这是通过在接近常压的条件下使LNG闪蒸来完成的。该闪蒸产生最终的液化天然气产品，以及少量的富含氮的烃气流，主要用于燃料。最终的液化天然气产品在常压和约-160℃下为液态。在将液化天然气通过LNG罐车运输的目的地之前，将其存储在缓冲储罐中。在目的地，液化天然气被重新气化并分配给消费者。

单列液化天然气厂的规模从调峰厂的每年少于0.05万公吨，到中小型液化天然气厂的每年0.05-2.0公吨，再到大型传统液化天然气厂的每年产量高达4.0公吨。在多个并行的液化天然气工厂中可以实现更大的生产率。

最安全的天然气液化工艺使用氮气制冷剂，还可以进行液化气预冷。液化气的预冷是通过使用氮以外的制冷剂(例如氟利昂，氨或CO₂)来实现的，该制冷剂在高温下比氮制冷剂更有效。预冷氮工艺的特定液化能取决于散热器，水或空气，温度，气体成分和旋转设备的效率，通常为每公吨LNG约350kWh。氮制冷剂的替代品是单一混合烃制冷剂，它具有大约相同的特定液化能。但是，碳氢化合物制冷剂具有更大的火灾和爆炸危险。

最近的技术发展为浮动船FLNG上的气体液化提供了可能性。这是有吸引力的，因为液化可以在气源附近进行，该气源通常是近海的，或者是在近岸的。此外，该船舶可以为液化过程以及LNG的缓冲液存储提供空间。另外，船只可以作为深水出口终端。

US 8,640,493 B1描述了一种用于从海底井进行天然气近海液化的方法，其包括现场气体生产平台，该平台也进行预处理和压缩气体，将气体转移到紧密连接的可分离运输船舶中，这也有助于液化，分离以及通过运输船舶行进至卸货的码头。

通过柔性软管和可分离的转塔接收压缩气体，从而在运输船舶上完成液化，其中气流被分成两部分，一部分在低温热交换器中进行预冷却，然后膨胀，通过热交换为第二部分提供冷却。膨胀的气体使用来自膨胀器的动力进行部分压缩，然后在第二根柔性软管中循环回平台，以进行完全重新压缩。第二部分的液化通过氮气膨胀器循环以及与气体的热交换在运输船舶上完成。该循环由运输船舶主推进发动机提供动力。

US 6412302 B1描述了液化，该液化通过与两种制冷剂进行热交换来冷却进料气，一种是液化气本身，而另一种是气态制冷剂，例如氮气。

本发明的目的是提供一种利用陆上管道供应的天然气进行非常大规模的浮式液化天然气生产的方法和装置，其成本可以与相同规模和相同地理区域的陆上液化天然气生产相竞争。浮式液化天然气生产也将降低液化天然气成本，从而使天然气发电成本可以达到与煤炭发电成本相竞争的水平。这将导致液化天然气市场的大规模扩张，并大大减少包括二氧化碳在内的排放量。

发明内容

本发明涉及一种从陆上天然气管网收集天然气并大规模浮式液化的方法，其包括：

a)从陆上管道优质气源收集气体，并通过去除汞，去除酸性气体，脱水和去除C₅₊碳氢化合物来处理陆上的天然气，

b)压缩和冷却处理过的气体；

c)将压缩气体从陆上输送到海上平台；

d)将来自陆上的气体与压缩的循环气流混合；

e)将海底管道中的压缩气体混合物从平台管道输送到浮动液化，储罐和卸载船舶；

f)通过歧管将压缩气体分配并引入到船舶中的两个或多个液化单元中；

g)抽出气体的侧馏分并引入每个液化中，使其膨胀，从而在透平膨胀机中冷却该气体流；

h)通过逆流热交换将进入各液化单元的剩余气流冷却至-10℃或更低温度，并从步骤g)中抽出膨胀的侧馏分气体；

i)从歧管中的每个液化单元收集膨胀的侧馏分，并将该气体作为再循环气流输送到海上平台，

j)压缩平台上的膨胀气体，并冷却压缩气体；

k)将压缩的循环气流与岸上的压缩气体混合；

l)通过与预冷和膨胀的制冷剂进行热交换，进一步冷却和液化每个液化单元中船舶上的气体；

m)每个液化单元由专用的燃气轮机驱动的压缩机驱动，用于制冷剂压缩；

n)将生产的液化天然气引入多个膜罐。

根据一个实施例，该工艺还包括在液化工艺完全生产时，通过安装在悬臂上的工艺空气冷却器对侧的船舶卸载臂，使用并排卸载将液化天然气卸载到储罐上。

根据一个实施例，液化单元中压缩制冷剂的冷却和中冷都在空气冷却器中进行

根据另一实施例，船舶上的空气冷却器布置在沿至少船舶长度的50％延伸的悬臂上，并且仅安装在船舶的一侧。

根据另一实施例，通过位于悬臂和空气冷却器的相对侧上的船舶卸载臂，在液化过程完全生产的同时，将船舶上产生的LNG卸载到并排布置的储罐容器上。

根据一个实施例，制冷剂是氮气。

根据一个实施例，步骤j)中的冷却在空气冷却器中进行。

根据另一实施例，船舶与海上平台之间的距离为1至50km。

附图说明

图1a为俯视图，图1b为侧视图，图1b是从陆上管道天然气进行大规模天然气浮式生产的侧视图，其中陆上进行天然气预处理，将天然气管道输送到海上平台进行天然气压缩，在悬臂上用空气冷却器进行空气冷却，并进一步输送天然气到永久停泊的液化，存储和卸货船舶上，并且还通过空气冷却器在悬臂上进行空气冷却，该悬臂在离平台安全的位置，可以安全地进行卸货操作而无需断开船舶，可用于本方法的一个实施例中，

图2是陆上天然气预处理工艺的示意图，该工艺包括汞和酸气去除、脱水、重烃去除和压缩，用于海上设施的管道，可在该方法的一个实施例中使用。

图3是在平台上进行气体压缩，对压缩气体进行空气冷却，将海底气体输送到浮式液化的海底管道的液化过程的示意图，该储液和卸载船舶具有用于将气体分配到多个预冷的歧管，所述方法的实施例中可用的氮膨胀液化过程(其每个由专用燃气轮机提供动力并且在预冷却过程中从进料气提取动力)在过程侧上用除氮以外的流体进行空冷而可用。

具体实施方式

在本说明书和权利要求书中，术语“天然气”或“气体”用于含有低分子量碳氢化合物的气体，在冷却生产液化天然气的过程中，该气体可能处于足以提供超临界状态的压力下(在其保持单相的情况下)，或在较低的压力下(根据温度而定)，可能存在气体只有气体和液体的混合物，或者只有液体。冷却过程可包括预冷却，可将温度降到-60℃左右，主冷却可将温度从预冷却到-100到-130℃左右，再进一步冷却到液化天然气稳定的液化天然气温度，或者当完全膨胀到常压时，只产生极少量的气体，如按质量计为1％至2％的气体。在某些情况下，术语“冷却”用于预冷却、主冷却和过冷却。

在地质构造中，天然气与石油，天然气田和页岩中的页岩气一起被发现。根据天然气的来源，天然气的碳氢化合物组成可能有所不同，但甲烷几乎始终是主要的天然气。本技术领域的技术人员应熟悉LNG和NGL，即液化天然气和天然气凝析液。LNG通常由甲烷和少量的C₂，C₃，C₄和C₅碳氢化合物组成，而实际上没有C₆₊碳氢化合物。LNG在约-160℃和常压下为液体。另一方面，NGL是主要存在于未加工天然气中的C₃₊碳氢化合物的总称。LPG是液化石油气的缩写，主要由丙烷和丁烷组成。

在此，压力以单位“bara”给出，是“bar绝对值”。因此，1.013bara是海平面上的正常大气压。在国际单位制中，1bar对应于100kPa。

本文中使用的“环境温度”的表达式可能与根据本发明的装置的操作气候不同。正常情况下，当前电厂运行的环境温度约为0至40℃，但在某些运行条件下，环境温度也可能从零下至略高于40℃，例如50℃。

本发明涉及一种在沿海地区超大规模浮式生产液化天然气的方法，其规模和效率可以与同一地理区域和同一陆上管道气源的陆上天然气液化进行竞争。

该过程在三个不同的位置进行。第一位置在陆上天然气管网附近，该管道可提供所需量的天然气。在此位置进行气体预处理和压缩。

压缩气体通过刚性的大型管道从陆上的第一位置输送到通常离岸10至100公里的第二工艺位置。在该第二位置，即沿海固定平台或浮动平台，接收来自陆上的气体，并且在没有进一步压缩的情况下，将其与在第二和第三工艺位置之间循环的气流混合。该气体混合物通过大型管道(主要是刚性管道)输送到第三工艺位置。

第三工艺位置是一艘船形的永久停泊的液化，存储和卸载船舶，具有非常大的液化能力，例如每年1200万吨，是迄今为止最大的浮动产量的3倍。它位于第二工艺位置附近，通常距离2至10公里，因此可以安全地从船形船舶上卸载到贸易油轮，而不会断开或中断液化过程，也没有任何与第二工艺位置的设备发生冲突的危险。

在陆上的第一工艺位置，可以从区域性天然气源中收集管道的优质天然气。预处理后的管道气体遵守有关各种污染物(包括H₂S，CO₂，水和NGLs)的最大含量的规范。但是，这些规格不适用于LNG。因此，接收该气体的陆上过程通过精制该气体而开始。首先去除过量的污染物。

这包括汞蒸气，可以通过不可逆地结合汞的吸附剂去除汞蒸气。在此之后，该过程可以去除任何过量的H₂S和CO₂。

可以使用胺水溶液在逆流吸收塔中吸收酸性气体。胺溶液随后通过变温和变压而再生，然后再循环至吸收塔以重复使用。

管道气体中含有不可接受的水蒸气。另外，在酸性气体去除过程中，气体几乎被水蒸气饱和。去除水蒸气的一种非常有效的方法是在分子筛中进行吸附，该分子筛能够将水吸附至LNG温度下没有水沉淀的水平。分子筛通过在吸附剂上以与吸附流相反的方向流动温热的脱水气体而完全再生。来自再生过程的湿气可以被冷却成沉淀并分离出水，然后循环到脱水过程的入口。

进一步的，陆上天然气处理可以包括透平膨胀机中的冷却和随后的膨胀。这会产生低温气体，例如-30至-60℃。重烃(主要是C₅₊)将部分沉淀为分离的液相。气相中剩余的C₅₊浓度将足够低，以便与液化天然气相关的深度冷却，而不会在液化过程中形成烃类固体。可以从冷混合物中除去液态烃相，并在蒸馏塔中使其稳定，从而形成稳定的NGL和可以压缩并与主流混合的气相。主气流可以在由透平膨胀机提供动力的压缩机中压缩，从而部分恢复原始气压。此时，主气流准备用于液化。

所有上述预处理可以在例如40至60bara的条件下进行。但是，在陆上的第一工艺位置，可以进行最终处理，从而大大减少了海上第二和第三工艺位置的天然气液化工作。这是将气体压缩至例如110至140bara，然后进行后冷却至接近环境温度。压缩机驱动器可以是一小部分经过预处理的气体作为燃料的燃气轮机。气体液化涉及降低气体的焓含量。压缩降低了气体的焓。因此，这种压缩使气体在焓方面更接近LNG，例如达到LNG的10％至20％。天然气的压缩减少了天然气的体积，速度和压力降，这有助于天然气向海上的管道运输。

从陆上工艺设施，天然气可以通过管道输送到第二工艺位置，即海上固定平台或浮动平台。在平台上不会进行岸上天然气的进一步处理。气体可以代替地与另一压缩气体流混合，并且将混合物直接管道输送到第三工艺位置，即浮式液化，存储和卸载船舶。

该平台可通过接收来自第三工艺位置船舶的低压、高焓气体来产生另一个压缩气流，将该气体压缩在燃气轮机驱动的压缩机中，然后在安装在平台悬臂上的空气冷却器中将压缩气体冷却至接近环境温度。压缩和冷却降低了气体的总焓。类似于陆上压缩，这种焓的降低可有助于总的天然气液化工作。陆上压缩将天然气中的10％至20％转化为LNG，而平台有助于额外增加30％至40％的天然气转化为LNG。

第三工艺位置是船形船舶，带有外部转塔的风向标，仅具有三个主要功能：超大型气体液化，LNG缓冲液存储和LNG并排或平行卸载，而不会断开或中断液化过程。并排卸载可以通过在船舶一侧(如左舷)的卸载臂来实现。该船舶可能是最大的，可容纳在标准尺寸的船坞，如长约380至400m，宽约64m。为了尽量减少晃动，液化天然气储罐在多个较小的膜罐中，例如12个罐，6个在左舷，6个在右舷，每个罐的储存容量为25000m³。膜式储罐用于一个平坦的船舶甲板，除容纳和卸载臂占用的空间外，整个甲板可用于液化工艺和相关的公用设施设备。

气体通过刚性管道、海底管道和柔性立管从平台输送到船舶上。假设该船舶每年运行345天，每年可保持1200万吨的液化能力。动力可由燃气轮机直接驱动压缩机提供。燃气轮机的进气口可以在船舶的左舷。热量是压缩机向氮气制冷剂提供的能量和从待液化气体中排出的热量的总和，可从悬臂安装的强制通风空气冷却器散发到周边空气中。

船舶上的液化过程是通过转塔和转环接收气体，并将气体输送至几乎贯穿船舶全长的中央歧管，在该中央歧管中，气体可分配至多个独立的、燃气轮机操作的气体预冷和液化过程或组件。进入每个过程的气流可以分成两部分，大约三分之一的液化气被输送到气体-气体热交换器的热侧。其余的，大约三分之二的来流，可以直接输送到透平膨胀机。膨胀气流，此时是冷的，例如-50℃，再次分成两部分。其中一个流量约占80％至90％，流向气体-气体热交换器的冷侧，与热侧的液化气体逆流。因此，液化气可以通过与膨胀气的热交换来冷却。

从燃气透平膨胀机流出的第二个流量约占10％至20％，可通过管道输送至氮气预冷换热器，以辅助加压氮气制冷剂的预冷。因此，辅助氮气预冷在氮气预冷换热器中产生平行复合曲线，优化液化工艺效率，如下所述。来自气体和氮气预冷的废低压气体可被输送至船舶中心的第二个气体歧管，该歧管收集来自所有液化工厂的气体。这些气体通过旋转的刚性海底管道被输送回第二工艺位置(固定或浮动平台)，以便在空气冷却器中重新压缩和冷却。

每个氮气膨胀液化过程都可以通过使用燃气轮机驱动的压缩机压缩氮气并从气体预冷透平膨胀机提供补充动力来进行。在岸上的第一工艺位置提供了液化能和相关的空冷的10％到20％，和，在第二工艺位置即固定平台或浮动平台上，提供了伴随有空气冷却输入的机械能的30％到40％，因此，其余的输入功率以及相关的空气冷却大约为40％到60％，以氮气压缩的形式提供给液化船舶。

氮气压缩机可以在整个船舶长度内进行内冷和后冷，悬臂安装的空气冷却器位于船舶侧面，与卸载臂相对，例如在船舶的右舷。这样可以将压缩氮气冷却到高于环境空气温度10至15℃左右。压缩和冷却的低焓氮气经过预冷和膨胀两步，一步提供通过热交换液化天然气的低温氮气，第二步降低温度和压力，为液化天然气的过冷提供低温氮气。

液化天然气最终在液压膨胀机中减压，闪蒸脱氮，然后泵送储存。来自储罐的闪蒸气和蒸发气体与来自原料气歧管的补充气体一起用于燃气轮机燃料。

天然气生产的最新发展揭示了巨大的新天然气资源。一种是陆上水力压裂技术，它现在向包括沿海地区管网在内的管网供应天然气。另一个是两相流领域的技术，使海上天然气管道输送到海岸而无需进行大量处理。

本发明旨在优化此类天然气资源的开采和运输。对于贸易承运人运输，陆上LNG工厂必须靠近海洋。现在有可能将大型加工设施、液化和海上作业远离海岸，并在海岸附近腾出宝贵的土地。同时，液化设施将自然地在船舶体中提供储存，并充当深水港口，有时在最拥挤的航道之外。

一些管辖区拥有巨大的海上天然气储量，离海岸不远。这些管辖区通常希望将天然气放在岸上，以便部分天然气可用于当地消费。新的管道技术可以使此类气体着陆，即使该气体变成了两相管道流且流量是上升的。然而，取决于政治稳定，天然气出口国可能不希望天然气着陆，因为一旦动乱爆发，他们所有最昂贵的设备都可能暴露在外。本发明提供了一种具有成本效益的折衷方案，其中未处理的气体可以在多相管道中在岸上着陆，为当地消费准备，并且其中的部分气体专用于LNG。液化可以发生在海上，而昂贵的液化以及液化天然气的存储和卸载系统将较少地受到当地动荡的影响。同时，该项目将在当地具有重要意义，并为当地居民提供工作。

本发明的一个非常重要的优点是所接收的气体的成分可以变化。第一工艺位置可以针对本地气体量身定制。然后，在海上的第二和第三工艺位置将处理更均匀的气体，并且可以进行标准化，以便在几乎任何地方进行较小的修改即可使用。如果开发了多个LNG站点，收益尤其重要。

海上平台和船舶在很大程度上可以在造船厂的受控环境中建造。此外，该过程可以针对平台和船舶进行模块化，从而节省成本。可以将平台模块移动到船舶上，从而无需平台就可以使船舶独立，其代价是降低了液化天然气的生产率。

氮气膨胀液化列车的使用最大限度地提高了船舶固有的安全性。此外，空气冷却的使用提供了最佳的环境性能。虽然氮气膨胀液化效率相对较低，增加了功率需求，增加了必须散失的热量，空气冷却需要很大的空间，但设计允许这种有吸引力的组合。

天然气预冷提高了氮气膨胀液化工艺的效率，整个空冷或散热分布在三个工艺位置之间。尤其是，气体预冷是通过扩大船舶上原料气的侧馏分而完成的，而无需事先冷却该侧馏分。这最大限度地提高侧向牵引容积，从而提高透平膨胀机中的能量，优化冷却效果。使用一些膨胀和冷气体进行氮气预冷，省去了原本需要的额外透平膨胀机，而且效率也更高。

氮制冷剂压缩中预冷膨胀机功率的使用最大限度地提高了船舶上的液化能力。

以下叙述提供了对附图的描述和示例。

图1a)和b)分别示出了整个系统的侧视图和俯视图。管道内优质的气体通过管道401流入陆上预处理厂400(工艺位置一)，这将在下面进行讨论。不含在低温过程中会污染成型固体下游设备的化合物的预处理气体通过管道412输送到工艺位置二的海上浮动或固定的平台300。该平台从海底刚性大容量管道304接收气体，压缩该气体并从悬臂式空气冷却器310散热。压缩气体与来自管道412的气体混合，经由海底管道305和旋转接头204被引导至工艺位置三的浮式液化、储罐和卸载船舶200。该船舶使用外部转塔，通过系泊缆203、203'被系泊，实现全天候航行。船舶200还包括容纳部208。

在船舶上，气体通过歧管262分配到多个液化单元205、205’、205”，每个液化单元包含两个由202、202a-e燃气轮机提供动力的液化工艺单元。来自每个工艺流程的循环气体收集在歧管263中，并通过旋转接头204和管道304输送到平台300。液化工艺产生的热量通过空气冷却器201散发。船舶LNG储罐209、209a-e位于左舷，右舷则有类似的一组未示出的储罐。船舶200具有用于使LNG卸载并排的卸载臂207、207′。

图2示出了陆上预处理厂400处的处理顺序。经由管道401接收的管道质量气体在除汞单元402中被处理。汞被不可逆地吸收在预硫化的金属氧化物吸收剂上。在使用几年后，用过的吸收剂在流413中分批除去，并通过未示出的吸收剂输入流进行更换。

来自单元402的处理后的气体通过导管407被引导至酸性气体去除单元403。对于管道优质气体，酸性气体主要是H₂S和CO₂。通过选择性地和可逆地吸收到合适的吸附剂中，通常是胺/水混合物，可以将两者从烃类气体中除去。吸收是通过气体和吸收剂在接近周围环境温度的填充塔中逆流进行的。富含酸性气体的吸收剂可以通过加热和蒸汽汽提来再生。分离出的酸性气体在导管414中被除去。再生的吸收剂被循环使用，再将含碳氢化合物气体通过导管408导入脱水单元404。

气体通过分子筛(如合成沸石)中的H₂O吸附脱水。合适的沸石对H₂O具有极强的亲和力，在沸石中有三个区，一个是接近饱和H₂O的气体入口区，另一个是H₂O被主动吸附的吸附区，第三个区通常是干燥的，对上游区的气体进行精制。吸附在周围环境温度下进行。分子筛可通过计时器控制而完全再生，以使得三个吸附单元中的两个处于吸附模式，而一个处于例如八小时再生模式。再生是通过使干燥气体在高温(例如300℃)下流过分子筛实现的。该气体随后被冷却以沉淀水，并在未示出的导管中再循环到脱水或酸性气体去除单元入口。来自脱水单元的水在导管415中被除去，干燥气体被引导到用于除去导管410中的重质烃405的单元。

重烃，或在低温下形成固体的碳氢化合物，如C₅₊和一些芳烃，可以通过冷却从气体中除去，使它们变成液体并在液体分离罐中分离。然后这些液体可以稳定下来并被输出。剩余的天然气将准备被液化。

气体的冷却可以分为两个阶段，首先在热交换器中进行预冷却，然后膨胀到最适合液体形成过程的压力和温度。分离后的气体和液体可用作换热器中的冷却剂。如果使用透平膨胀机，膨胀机的功率可用于部分气体再压缩。稳定的重烃可从管道416中的工艺中去除，液化准备气可在管道411中被引导至气体压缩机406。

虽然天然气预处理可以在40至60bara的中等压力下进行，但110至140bara的较高压力对于将液化原料气通过管道输送到海上更好，同时对于海上液化也是更好的，因为较高压力的天然气降低了焓和体积。压缩发生在燃气轮机驱动的轴流压缩机上，在冷却器后没有示出强制通风空气。压缩和冷却的气体被引导到海上管道412中的第二个工艺位置。

图3示出了陆上预处理装置预处理下游液化过程的概况。这是一个安装在两个位置的过程，海上平台300和船舶200，通过海底管道304、305连接。天然气管道用粗体表示，而制冷剂管道(如氮气)用细线表示。

平台300经由海底管道304从船舶接收低压气体。这种气体被压缩在由燃气轮机301驱动的压缩机302中。压缩气体在悬臂安装的空气冷却器310中冷却，并与从管道412引入的来自陆上预处理厂400的气体混合。

压缩气体混合物通过海底管道305输送到船舶200中，并通过歧管262分配到船舶液化过程。图3包括平台300和一个容器液化单元205的工艺概述。本领域技术人员应当理解，歧管262上的箭头可以连接至船舶200上的其他液化单元。

来自歧管262的气体在管道227中被引导到液化单元205中。管道227中的加压气体的侧馏分经由管道217被引导至透平膨胀机218，在透平膨胀机218中其被膨胀以产生低温低压气体。在管道219中的剩余气体在管道228中被引导到热交换器221的热侧。

来自管道219的大部分气体通过管道212被引导至热交换器221的冷侧，通过热交换冷却来自管道228的气体，从而产生冷气流223。管道219被引导至热交换器245，用于预冷却氮气制冷剂。本领域技术人员将理解，热交换器221和245可以组合成一个单元，实现气体和氮气的相同冷却。来自热交换器221和245的低压气体在管道216中混合以产生低压气体。这些气体与来自船舶上其他液化工艺的低压气体一起收集在歧管263中，然后通过海底管道304输送至平台300，完成气体预冷循环。

管道223中的预冷气体通过与氮气制冷剂进行热交换而在热交换器224中液化，然后在热交换器225中过冷，最后通过管道231导向液压膨胀机226。产物是在管道232中处于接近常压的LNG。

氮气膨胀制冷循环由燃气轮机202提供动力。管道244中的压缩氮气在空气冷却器201a中冷却，在管道229中的一些预冷气体的辅助下，通过与来自管道230和240的膨胀氮的逆流热交换进一步冷却。冷氮在管道246中排出热交换器245。在管道235中的一些氮气侧抽之后，氮气被引导到管道247到透平膨胀机248中。

透平膨胀机248中的氮气膨胀产生冷的中压氮气，该氮气经由管道241被引导到热交换器224。与来自管道236的氮气一起用作制冷剂，冷却和液化来自管道223的天然气以及冷却氮气来自管道235。

来自热交换器224的中压氮气，现在被部分加热，离开管道240中的热交换器，被引导到热交换器245，在那里热交换器进一步加热，接着通过管道238在透平膨胀机248驱动的压缩机265中压缩，然后引导至管道251至涡轮驱动的氮气压缩机的中压段管道254。

管道235中的侧抽氮气在热交换器224中冷却，然后经由管道243被引导到低压氮气透平膨胀机250。然后，来自透平膨胀机250的低压低温氮气经由管道237被引导至热交换器225，通过逆流热交换对液化天然气进行过冷却。由此加热的氮气分别经由管道236和230被引导到热交换器224和245，并进一步加热。

来自热交换器245的低压氮气经由管道234被引导到压缩机249。压缩机249由膨胀机250供电。然后，部分压缩的氮气可以经由管道256被引导到空气冷却器201c。进一步的压缩可以通过将氮气经由管道242引导到压缩机220来完成。压缩机220由气体膨胀机218供电。这使得能够利用通过在平台300上压缩的气体膨胀而获得的机械能，用于船舶200上的局部制冷工作。

来自压缩机220的压缩氮气经由管道260被引导至空气冷却器201d，然后经由管道257被引导至燃气轮机驱动的低压压缩机255。来自压缩机255、管道254的压缩氮气可以与来自管道251的中压氮气混合，在空气冷却器201b中冷却，最后在压缩机253中压缩至全氮气压力，完成氮气制冷剂循环。

实施例

假设每年运行345天，每年生产1200万吨液化天然气的工艺在401管道中每小时接收1690吨管道天然气。气体压力为50bara，温度为25℃。

表1

预处理前后气体成分

在陆上预处理厂400中对该气体进行预处理并将其压缩至110bara。在预处理之后的剩余质量流量为每小时1603吨。在未示出的每小时约33吨的燃料气体的侧馏分之后，将现在为每小时1570吨的剩余气体通过管道输送到42”管道412中的海上压缩机平台300。

在平台上，未显示的侧馏分约为每小时28吨燃料气。将每小时1542吨的剩余气体与每小时2633吨的循环气体混合，循环气体已从管道304接收，在空气冷却器310中压缩至约100bara，并冷却至约40℃。

每小时总流量为4175吨，通过海底管道305输送到船舶200。3公里的距离可安全卸载船舶，而不会造成连接中断或生产中断。

船舶上有一个未显示的每小时45吨燃气的侧馏分。然后将每小时4130吨的剩余气体引入中央歧管262，并分配给6个平行的相同的气体预冷，液化和过冷装置。预冷每小时产生约439吨用作预冷制冷剂的低压气体。这些气流被收集在中央再循环歧管263中并返回到平台。

剩余的预冷气体，每个工厂每小时约248吨，现在通过与用作预冷制冷剂的气体进行热交换预冷至-28℃，通过与热交换器224中的氮制冷剂进行热交换进一步冷却至-82℃，在膨胀机226中膨胀至接近大气压之前，在热交换器225中再膨胀至-160℃。

在膨胀机226的下游，气体在未示出的闪蒸罐中闪蒸，并且将所产生的LNG与来自其他液化系统的LNG一起泵送至储罐。

未示出的闪蒸的液化天然气和储罐中蒸发气体被用作燃料气，补充了从进气到船舶的45吨燃料气体。最终结果是每年卸载1200万吨液化天然气。

Claims (8)

1.一种从陆上天然气管网收集天然气并大规模浮式液化的方法，所述方法包括：

a)从陆上管道优质气源收集气体，并通过去除汞，去除酸性气体，脱水和去除C₅₊碳氢化合物来处理陆上的天然气，

b)压缩和冷却处理过的气体；

c)将压缩气体从陆上输送到海上平台；

d)将来自陆上的气体与压缩的循环气流混合；

e)将海底管道中的压缩气体混合物从平台管道输送到浮动液化，储罐和卸载船舶；

f)通过歧管将压缩气体分配并引入到船舶中的两个或多个液化单元中；

g)抽出气体的侧馏分并引入每个液化单元，使其膨胀，从而在透平膨胀机中冷却该气体流；

h)通过逆流热交换将进入各液化单元的剩余气流冷却至-10℃或更低温度，并从步骤g)中抽出膨胀的侧馏分气体；

i)在步骤g)中使用来自透平膨胀机的动力来驱动压缩机在浮动液化，存储和卸载船舶上的内部制冷剂循环回路内压缩气体；

j)在步骤h)进行热交换之后，从歧管中的每个液化单元收集来自步骤g)的膨胀的侧馏分，并将该气体作为再循环气流输送到海上平台，

k)压缩平台上的膨胀气体，并冷却压缩气体；

l)将压缩的循环气流与岸上的压缩气体混合；

m)通过与预冷和膨胀的制冷剂进行热交换，进一步冷却和液化每个液化单元中船舶上的气体；

n)每个液化单元由专用的燃气轮机驱动的压缩机驱动，用于制冷剂压缩；

o)将生产的液化天然气引入多个膜罐。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在液化工艺完全生产时，通过位于悬臂和空气冷却器相对侧的船舶卸载臂，将液化天然气并排卸载到船舶储罐上。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述液化单元中的压缩制冷剂的冷却和中间冷却均在空气冷却器中进行。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述空气冷却器布置在沿船舶长度的至少50％延伸的悬臂上，并且仅安装在所述船舶的一侧。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在液化工艺完全生产的同时，通过位于所述悬臂和空气冷却器的相对侧上的船舶卸载臂将船舶上产生的LNG卸载到并排布置的储罐容器上。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述制冷剂是氮气。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤k)中的冷却在空气冷却器中进行。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述船舶与海上平台之间的距离为1000至20000米。

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