EA020287B1 - Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан - Google Patents

Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан Download PDF

Info

Publication number
EA020287B1
EA020287B1 EA200601542A EA200601542A EA020287B1 EA 020287 B1 EA020287 B1 EA 020287B1 EA 200601542 A EA200601542 A EA 200601542A EA 200601542 A EA200601542 A EA 200601542A EA 020287 B1 EA020287 B1 EA 020287B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
pipe
methane
nitrogen
flow
Prior art date
Application number
EA200601542A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200601542A1 (ru
Inventor
Пол Р. Хан
Филлип Д. Ритчи
Джейм Яо
Жун-Цзвун Ли
Энтони П. Итон
Уилльям Р. Лоу
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of EA200601542A1 publication Critical patent/EA200601542A1/ru
Publication of EA020287B1 publication Critical patent/EA020287B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0257—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0261—Details of cold box insulation, housing and internal structure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0295—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used, e.g. sieve plates, packings
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/08—Processes or apparatus using separation by rectification in a triple pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/30—Details about heat insulation or cold insulation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/42—Modularity, pre-fabrication of modules, assembling and erection, horizontal layout, i.e. plot plan, and vertical arrangement of parts of the cryogenic unit, e.g. of the cold box
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/927—Natural gas from nitrogen

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Предложен способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан, в процессе сжижения природного газа, включающий в себя стадии, на которых (а) подогревают поток, содержащий преимущественно метан, в метановом экономайзере, размещенном в теплоизолированном кожухе для метана; (б) разделяют подогретый поток, содержащий преимущественно метан, на первую часть и вторую часть; (в) подают первую часть к первому входному отверстию метанового компрессора и вторую часть в блок удаления азота; (г) удаляют азот из второй части подогретого потока, содержащего преимущественно метан, в блоке удаления азота, получая первый поток со сниженной концентрацией азота и поток, обогащенный азотом.

Description

Изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В другом аспекте изобретение касается усовершенствованного оборудования, которое предназначено для сжиженного природного газа (СПГ) и в котором применяется усовершенствованная система для удаления азота. В еще одном аспекте изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из потока относительно теплого природного газа.
Криогенное сжижение природного газа обычно практикуется в качестве средства преобразования природного газа в форму, более удобную для транспортировки и хранения. Такое сжижение уменьшает объем природного газа примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при почти атмосферном давлении.
Природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи к отдаленному рынку. Желательно эксплуатировать трубопровод, по существу, при постоянном и высоком значении коэффициента нагрузки, но зачастую пропускная способность трубопровода будет превышать спрос, тогда как в другие моменты времени спрос ее может превышать. Чтобы сгладить скачки, когда спрос превышает возможности подачи, или спады, когда возможности подачи превышают спрос, желательно хранить избыточный газ таким образом, чтобы его можно было поставлять, когда спрос превышает возможности подачи. Такая практика обеспечивает равномерность подачи газа из хранилища. Одним практическим средством достижения этой цели является преобразование газа в сжиженное состояние для хранения и последующего испарения жидкости, когда этого потребует спрос.
Сжижение природного газа становится еще важнее при его транспортировке от источника, который удален на большие расстояния от возможного рынка, и при отсутствии либо практической нецелесообразности трубопровода. В частности, эта ситуация возникает там, где транспортировку нужно осуществлять океанскими судами. Транспортировка судами в газообразном состоянии в общем случае непрактична, потому что для значительного уменьшения удельного объема газа потребовалось бы заметное увеличение давления. Такое увеличение давления требует использования более дорогих резервуаров для хранения.
Чтобы хранить и транспортировать газ в сжиженном состоянии, природный газ обычно охлаждают до температуры от -151 до -162°С (от -240 до -260°Р), при которой сжиженный природный газ (СПГ) приобретает почти атмосферное давление паров. В известном уровне техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижают, последовательно пропуская его под повышенным давлением через множество ступеней охлаждения, на которых газ охлаждается до последовательно понижающихся температур до тех пор, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение в общем случае осуществляют посредством косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этилен, этан, метан, азот, диоксид углерода или комбинации вышеназванных хладагентов (например, системы смешанных хладагентов). Методология сжижения, которая применима, в частности, к настоящему изобретению, обусловливает использование разомкнутого метанового цикла в качестве завершающего цикла охлаждения, при этом поток, несущий СПГ под повышенным давлением, мгновенно испаряется, а мгновенно испаренные пары (т.е. поток (потоки) мгновенно испаренного газа) затем применяются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа и сжижаются, вследствие чего получается поток, несущий СПГ под повышенным давлением.
Потоки природного газа часто содержат азот в относительно высоких концентрациях. Высокие концентрации азота в природном газе, который подвергается сжижению в оборудовании для СПГ, могут обусловливать наличие одного или нескольких из следующих недостатков: (1) конденсация природного газа может оказаться затрудненной; (2) теплотворность природного газа, используемого в качестве газообразного топлива, может значительно снизиться; (3) СПГ, полученный с помощью упомянутого оборудования, может не соответствовать спецификации. Поэтому во многих единицах оборудования для СПГ применяются блоки удаления азота (БУА), чтобы снизить концентрацию азота в потоке природного газа до приемлемого уровня.
Требование, в соответствии с которым питающий поток, идущий в БУА, должен быть сильно охлажденным, обусловливает недостаток, заключающийся в увеличении общей стоимости монтажа оборудования для СПГ. Во многих единицах обычного оборудования для СПГ питающий поток, идущий в БУА, обязательно нужно отводить из теплоизолированного кожуха, а поток продукта со сниженной концентрацией азота из БУА нужно повторно вводить в теплоизолированный кожух. Теплоизолированный кожух - просто изолированная оболочка, в которой заключена некоторая группа низкотемпературных компонентов оборудования для СПГ. Теплоизолированные кожухи используют потому, что это дешевле и эффективнее, чем индивидуальная изоляция каждого низкотемпературного компонента. Вместе с тем, специалисты в данной области техники поймут, что каждое проникновение в теплоизолированный кожух и выход из него усложняют конструкцию теплоизолированного кожуха, а значит, и увеличивают его стоимость. Кроме того, проточные линии между теплоизолированным кожухом и БУА обычного оборудования для СПГ требуют изоляции из-за низкой температуры протекающего по ним потока. Очевидно, что монтаж и техническое обслуживание изолированных линий дороже, чем монтаж и техническое обслуживание неизолированных линий.
- 1 020287
Желательно разработать новую систему сжижения природного газа, в которой применяется усовершенствованная система для удаления азота, которая может работать сравнительно независимо от циклов охлаждения системы сжижения природного газа.
С другой стороны, желательно разработать систему для удаления азота, которая может эффективно удалять азот из потока относительно подогретого природного газа.
К тому же, желательно разработать усовершенствованную систему для удаления азота, монтаж и эксплуатация которой дешевле, чем монтаж и эксплуатация известных систем.
Следует понять, что вышеизложенные желательные цели являются лишь возможными, и заявляемое изобретение не обязательно должно приводить к достижению их всех. Другие желательные цели и преимущества станут очевидными из нижеследующего письменного описания и чертежей.
Соответственно, один аспект настоящего изобретения касается способа сжижения потока природного газа, причем способ включает в себя стадии, на которых: (а) подогревают поток, содержащий преимущественно метан, в теплоизолированном кожухе для метана, обеспечивая, таким образом, подогретый поток, содержащий преимущественно метан; (б) подают по меньшей мере часть подогретого потока, содержащего преимущественно метан, из теплоизолированного кожуха для метана в блок удаления азота; (в) удаляют азот из подогретого потока, содержащего преимущественно метан, в блоке удаления азота, обеспечивая, таким образом, первый поток со сниженной концентрацией азота.
Другой аспект настоящего изобретения касается способа сжижения потока природного газа, включающего стадии, на которых: (а) охлаждают поток природного газа посредством косвенного теплообмена, обеспечивая, таким образом, охлажденный поток природного газа; (б) снижают давление по меньшей мере части охлажденного потока природного газа, обеспечивая, таким образом, поток расширившегося природного газа; (в) подогревают по меньшей мере часть потока расширившегося природного газа посредством косвенного теплообмена с потоком природного газа, охлажденным на стадии (а), обеспечивая, таким образом, подогретый поток расширившегося природного газа; и (г) удаляют азот по меньшей мере из части подогретого потока расширившегося сжиженного природного газа.
Дополнительный аспект настоящего изобретения касается способа эксплуатации оборудования для сжиженного природного газа (СПГ), причем этот способ включает в себя стадии, на которых: (а) вводят подогретый поток, содержащий преимущественно метан и имеющий температуру, превышающую примерно -45°С (-50°Г) в блок удаления азота; и (б) удаляют азот из подогретого потока, содержащего преимущественно метан, в блоке удаления азота.
Еще один аспект настоящего изобретения касается способа удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан, включающего стадии, на которых: (а) охлаждают поток, содержащий преимущественно метан, посредством косвенного теплообмена в первом теплообменнике, обеспечивая, таким образом, первый охлажденный поток; (б) разделяют по меньшей мере часть первого охлажденного потока на первый отделенный поток и второй отделенный поток с помощью первого сосуда, причем содержание азота в молярных процентах в упомянутом первом отделенном потоке больше, чем в упомянутом первом охлажденном потоке, а содержание азота в молярных процентах в упомянутом втором отделенном потоке меньше, чем в упомянутом первом охлажденном потоке; (в) разделяют по меньшей мере часть первого отделенного потока на третий отделенный поток и четвертый отделенный поток с помощью второго сосуда, причем содержание азота в молярных процентах в упомянутом третьем отделенном потоке больше, чем в упомянутой по меньшей мере части первого отделенного потока, а содержание азота в молярных процентах в упомянутом четвертом отделенном потоке меньше, чем в упомянутой по меньшей мере части первого отделенного потока; и (г) используют по меньшей мере часть четвертого отделенного потока для охлаждения потока, содержащего преимущественно метан, посредством косвенного теплообмена в первом теплообменнике.
Еще один аспект настоящего изобретения касается способа удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан, включающего стадии, на которых: (а) охлаждают поток, содержащий преимущественно метан, посредством косвенного теплообмена, обеспечивая, таким образом, первый охлажденный поток; (б) разделяют по меньшей мере часть первого охлажденного потока на первую отделенную часть и вторую отделенную часть; (в) подают по меньшей мере часть первой отделенной части в нижнюю секцию первой отгоночной колонны; (г) дополнительно охлаждают по меньшей мере часть второй отделенной части посредством косвенного обмена, обеспечивая тем самым второй охлажденный поток; и (д) подают по меньшей мере часть второго охлажденного потока в верхнюю секцию первой отгоночной колонны.
Еще один дополнительный аспект настоящего изобретения касается устройства для сжижения потока, содержащего преимущественно метан, включающего: (а) теплоизолированный кожух для метана, включающий в себя первое входное отверстие теплоизолированного кожуха и первое выходное отверстие теплоизолированного кожуха; (б) метановый компрессор, включающий в себя первое входное отверстие компрессора, имеющее конфигурацию, обеспечивающую прием потока текучей среды из первого выходного отверстия теплоизолированного кожуха; и (в) блок удаления азота, включающий в себя входное отверстие блока удаления азота, имеющее конфигурацию, обеспечивающую прием отводимой части потока, содержащего преимущественно метан и вытекающего из первого выходного отверстия
- 2 020287 теплоизолированного кожуха в первое входное отверстие компрессора.
Еще один дополнительный аспект настоящего изобретения касается устройства для удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан, включающего: (а) теплообменник косвенного теплообмена ступени высокого давления, имеющий первый канал охлаждения ступени высокого давления и первый канал подогрева ступени высокого давления; и (б) теплообменник косвенного теплообмена ступени низкого давления, имеющий первый канал охлаждения ступени низкого давления и первый канал подогрева ступени низкого давления, причем конфигурация первого канала подогрева ступени высокого давления обеспечивает прием потока текучей среды из первого канала подогрева ступени низкого давления.
Краткое описание фигур чертежей
Ниже со ссылками на прилагаемые чертежи будет приведено подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, при этом на фиг. 1 представлена упрощенная структурная схема способа каскадного охлаждения для производства СПГ, который предусматривает применение усовершенствованной системы для удаления азота;
на фиг. 2 представлена более подробная структурная схема усовершенствованной системы для удаления азота, показанной на фиг. 1.
В способе каскадного охлаждения используется один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии из потока природного газа в хладагент и, в конечном счете, передачи упомянутой тепловой энергии в окружающую среду. В сущности, система охлаждения в целом функционирует как тепловой насос для отвода тепловой энергии из потока природного газа по мере постепенного охлаждения этого потока до все более и более низких температур. Конструкция, лежащая в основе способа каскадного охлаждения, предусматривает балансировку термодинамических КПД и капитальных затрат. В процессах теплопередачи термодинамические необратимости уменьшаются по мере уменьшения градиентов температуры между нагревающей и охлаждающей текучими средами, но получение таких малых градиентов температуры в общем случае требует значительного увеличения площади теплопередачи, внесения значительных модификаций в различное технологическое оборудование и надлежащего выбора расходов через такое оборудование с тем, чтобы гарантировать, что как расходы, так и температуры на впуске и выпуске окажутся совместимыми с требуемыми режимами нагрева и охлаждения.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин способ каскадного охлаждения с разомкнутым циклом относится к способу каскадного охлаждения, включающего по меньшей мере один замкнутый цикл охлаждения и один разомкнутый цикл охлаждения, причем температура кипения хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, меньше, чем температура кипения холодильного вещества, применяемого в замкнутом цикле, или холодильных веществ, применяемых в замкнутом цикле, а часть режима охлаждения для конденсации сжатого хладагента или охлаждающего вещества разомкнутого цикла обеспечивается одним или несколькими замкнутыми циклами. В данном изобретении поток, содержащий преимущественно метан, используется в качестве хладагента или охлаждающего вещества в разомкнутом цикле. Этот поток, содержащий преимущественно метан, имеет свое начало в питающем потоке обработанного природного газа и может включать в себя потоки сжатого газа в разомкнутом метановом цикле. В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины преимущественно, главным образом, в принципе и в основном при употреблении для описания присутствия конкретного компонента потока текучей среды будут означать, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, каждый из таких терминов, как поток, содержащий преимущественно метан, поток, содержащий главным образом метан, поток, в принципе состоящий из метана, или поток, состоящий главным образом из метана, обозначает поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.
Одним из наиболее действенных и эффективных средств сжижения природного газа является оптимизированная работа типа каскадной в сочетании с охлаждением за счет расширения. Такой способ расширения предусматривает каскадное охлаждение потока природного газа при повышенном абсолютном давлении (например, около 650 фунтов-сил на квадратный дюйм (фн-с/кв.д)) путем последовательного охлаждения потока газа за счет прохождения через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и сквозной метановый цикл, в котором часть питающего газа используется в качестве источника метана и который включает в себя многоступенчатый цикл расширения для дальнейшего охлаждения метана и уменьшения давления до почти атмосферного давления. В последовательности циклов охлаждения хладагент, имеющий наибольшую температуру кипения, используется первым, за ним - хладагент, имеющий некоторую промежуточную температуру кипения, и, в конце концов, используется хладагент, имеющий наименьшую температуру кипения. В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины выше по течению и ниже по течению будут употребляться для описания относительных положений различных компонентов установки для сжижения природного газа вдоль пути протекания природного газа через эту установку.
Различные стадии предварительной обработки обеспечивают средство для удаления некоторых нежелательных компонентов, таких как кислые газы, меркаптан, ртуть и влага, из питающего потока природного газа, который поступает в оборудование для СПГ. Состав этого потока газа может претерпевать значительные изменения. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин поток
- 3 020287 природного газа относится к любому потоку, в принципе, состоящему из метана, который имеет свое начало в основном в питающем потоке природного газа, причем такой питающий поток содержит, например, по меньшей мере 85 мол.% метана, а остальное - этан, высшие углеводороды, азот, диоксид углерода и незначительное количество других компонентов, таких как ртуть, сероводород и меркаптан. Стадии предварительной обработки могут быть отдельными стадиями, либо осуществляемыми выше по течению от циклов охлаждения, либо осуществляемыми ниже по течению от одной из более ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Ниже приводится неисключительный список некоторых доступных средств, которые уже известны специалисту в данной области техники. Кислые газы и в меньшей степени меркаптан обычно удаляют химической реакцией, в которой применяется водный раствор, содержащий амины. Эту стадию обработки обычно проводят выше по течению от ступеней охлаждения в начальном цикле. Основную часть воды обычно удаляют в виде жидкости посредством двухфазного разделения газа и жидкости с последующим сжатием газа выше по течению от начального цикла охлаждения, а также ниже по течению от первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют слоями, сорбирующими ртуть. Остаточные количества воды и кислых газов обычно удаляют за счет использования надлежащим образом выбранных слоев сорбента, таких как регенерируемые молекулярные сита.
Питающий поток предварительно обработанного природного газа обычно вводится в процесс сжижения при повышенной температуре или сжимается до достижения повышенного абсолютного давления, в общем случае превышающего 3,44 МПа (500 фн-с/кв.д), предпочтительно находящегося в диапазоне от примерно 3,44 до примерно 20,7 МПа (от примерно 500 до примерно 3000 фн-с/кв.д), более предпочтительно находящегося в диапазоне от примерно 3,44 до примерно 6,89 МПа (от примерно 500 до примерно 1000 фн-с/кв.д), а еще более предпочтительно находящегося в диапазоне от примерно 4,13 до примерно 5,51 МПа (от примерно 600 до примерно 800 фн-с/кв.д). Характерный диапазон температуры составляет от 15 до 65,5°С (от 60 до 150°Р).
Как отмечалось ранее, питающий поток природного газа охлаждается во множестве многоступенчатых циклов или стадий (количество которых предпочтительно равно трем) посредством косвенного теплообмена с множеством разных хладагентов (количество которых предпочтительно равно трем). Общая эффективность охлаждения для некоторого заданного цикла увеличивается с увеличением количества ступеней охлаждения, но это увеличение сопровождается приростом капитальных затрат и сложности способа. Питающий поток газа предпочтительно проходит через эффективное количество ступеней охлаждения, которое обычно равно двум, предпочтительно составляет от двух до четырех, а в более предпочтительном варианте три ступени, в первом замкнутом цикле охлаждения с использованием относительно высококипящего хладагента. Такой хладагент с относительно высокой температурой кипения предпочтительно содержит в основном пропан, пропилен или их смеси, в более предпочтительном варианте этот хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, в еще более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 90 мол.% пропана, а в наиболее предпочтительном варианте этот хладагент состоит, в сущности, из пропана. Затем обработанный питающий газ протекает через эффективное количество ступеней, которое обычно равно двум, предпочтительно составляет от двух до четырех, а в более предпочтительном варианте составляет от двух до трех, во втором замкнутом цикле охлаждения в процессе теплообмена с хладагентом, имеющим более низкую температуру кипения. Такой хладагент с более низкой температурой кипения предпочтительно содержит в основном этан, этилен или их смеси, в более предпочтительно варианте этот хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, в еще более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 90 мол.% этилена, а в наиболее предпочтительном варианте этот хладагент состоит, в сущности, из этилена. Каждая ступень охлаждения содержит отдельную зону охлаждения. Как отмечалось выше, питающий поток обработанного природного газа предпочтительно объединяют с одним или несколькими оборотными потоками (т.е. потоками сжатого газа разомкнутого метанового цикла) в различных местах во втором цикле, получая, таким образом, поток сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения главным образом конденсируют (т.е. сжижают), предпочтительно полностью, получая, таким образом, поток, несущий СПГ под повышенным давлением. Вообще говоря, технологическое давление в этом месте лишь немного ниже, чем давление предварительно обработанного газа, питающего первую ступень первого цикла.
В общем случае, питающий поток природного газа будет содержать такие количества компонентов С2+, что это приведет к образованию жидкости, богатой С2+, на одной или нескольких ступенях охлаждения. Вообще говоря, последовательным охлаждением природного газа на каждой ступени управляют так, чтобы удалить как можно больше С2 и углеводородов большей молекулярной массы из газа, получая поток газа, содержащий преимущественно метан, и поток жидкости, содержащий значительные количества этана и более тяжелых компонентов. В стратегических местах ниже по течению от зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, богатых компонентами С2+, расположено эффективное количество средств разделения газа и жидкости. Точные места нахождения и количество средств разделения газа и жидкости, предпочтительно обычных сепараторов газа и жидкости, будут зависеть от ряда рабочих параметров, таких как состав компонентов С2+ природного газа, желательная теплоемкость в британских
- 4 020287 тепловых единицах (БТЕ), значимость компонентов С2+ для других приложений, а также от других факторов, обычно учитываемых специалистами в области эксплуатации установок для СПГ и газогенераторных установок. Поток или потоки углеводородов, содержащих компоненты С2+, можно деметанизировать посредством единственной ступени испарительной или фракционирующей ректификационной колонны. В последнем случае, получаемый поток, богатый метаном, можно непосредственно возвращать под давлением в процесс сжижения. В первом случае, этот поток, богатый метаном, можно подвергнуть восстановлению давления и повторному использованию, или можно использовать в качестве газообразного топлива. Поток или потоки углеводородов, содержащих компоненты С2+, или поток деметанизированных углеводородов, содержащих компоненты С2+, можно использовать в качестве топлива, например, путем фракционирования в одной или более зонах фракционирования, получая индивидуальные потоки, богатые конкретными химическими составляющими (например, С2, С3, С4 и С5+).
Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, затем подвергают дополнительному охлаждению в третьем цикле, или на третьей стадии, называемом открытым метановым циклом, посредством контакта в основном метановом экономайзере с мгновенно испаренными газами (т.е. потоками мгновенно испаренных газов), образующимися в этом третьем цикле вышеописанным образом, и посредством последующего расширения потока, несущего СПГ под повышенным давлением, с достижением почти атмосферного давления. Мгновенно испаренные газы, используемые в качестве хладагента в третьем цикле охлаждения, предпочтительно состоят главным образом из метана; в более предпочтительном варианте хладагент в виде мгновенно испаренных газов содержит по меньшей мере 75 мол.% метана; в еще более предпочтительном варианте по меньшей мере 90 мол.% метана, а в наиболее предпочтительном варианте этот хладагент состоит, в сущности, из метана. При расширении потока, несущего СПГ под повышенным давлением, с достижением почти атмосферного давления, поток, несущий СПГ под повышенным давлением, охлаждается посредством по меньшей мере одного, предпочтительно двух-четырех, а более предпочтительно трех расширений, причем для каждого расширения применяют детандер в качестве средства снижения давления. Подходящие детандеры включают в себя, например, либо расширительные клапаны Джоуля-Томсона, либо гидравлические детандеры. За расширением следует разделение продукта на газ и жидкость с помощью сепаратора. Когда применяют гидравлический детандер, и он работает должным образом, повышенные КПД, связанные с рекуперацией мощности, большее снижение температуры пара и выработка меньшего количества паров во время стадии мгновенного испарения будут зачастую более значимыми, чем сопутствующие повышенные капитальные и производственные затраты, связанные с детандером. В одном варианте осуществления дополнительное охлаждение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, проводят перед мгновенным испарением, возможно, посредством мгновенного испарения сначала части этого потока с помощью одного или нескольких гидравлических испарителей, а затем с помощью средств косвенного теплообмена, которые используют упомянутый поток мгновенно испаренного газа для охлаждения остальной части потока, несущего СПГ под повышенным давлением, перед мгновенным испарением. Подогретый поток природного газа затем используют повторно, возвращая его в подходящее место, выбираемое на основании соображений температуры и давления в открытом метановом цикле, и этот поток будет подвергнут повторному сжатию.
В описываемом здесь способе сжижения возможно использование одного из нескольких типов охлаждения, которые включают в себя, но не в ограничительном смысле: (а) косвенный теплообмен, (б) испарение и (в) расширение или снижение давления. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин косвенный теплообмен относится к способу, при котором хладагент охлаждает охлаждаемое вещество при отсутствии реального физического контакта между холодильным агентом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена включают в себя теплообмен, осуществляемый в кожухотрубном теплообменнике, котловом теплообменнике с внутренним сердечником и паяном алюминиевом пластинчато-ореберном теплообменнике. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может изменяться в зависимости от потребностей системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где охлаждающее вещество находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии, или когда одно из этих веществ претерпевает фазовое изменение, а технологические условия не благоприятствуют использованию котлового теплообменника с внутренним сердечником. В качестве примера отметим, что предпочтительными материалами для сооружения сердечника являются алюминий и сплавы алюминия, но такие материалы могут не подойти для использования в проектируемых технологических условиях. Пластинчато-ореберный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где хладагент находится в газообразном состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. И, наконец, котловой теплообменник с внутренним сердечником, как правило, будет использоваться там, где охлаждаемое вещество является жидкостью или газом, а хладагент претерпевает фазовое изменение, переходя из жидкого состояние в газообразное состояние во время теплообмена.
Термин охлаждение испарением относится к охлаждению вещества испарением или к испарению части вещества с помощью системы, поддерживаемой под постоянным давлением. Таким образом, во время испарения та часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло из части вещества, остающейся
- 5 020287 в жидком состоянии, и, следовательно, охлаждает эту жидкую часть. И, наконец, термин охлаждение за счет расширения или снижения давления относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы снижают пропусканием через средство снижения давления. В одном конкретном варианте осуществления это средство расширения является расширительным клапаном Джоуля-Томсона. В еще одном варианте осуществления средство расширения является либо жидкостным, либо газовым детандером. Поскольку детандеры осуществляют рекуперацию рабочей энергии из процесса расширения, при расширении возможны более низкие температуры технологических потоков.
На фиг. 1 в виде блок-схемы последовательности операций и устройства изображен предпочтительный вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ, в котором применяется усовершенствованная система для удаления азота. На фиг. 2 показан предпочтительный вариант осуществления усовершенствованной системы для удаления азота. Специалисты в данной области техники поймут, что фиг. 1 и 2 являются лишь условными, и поэтому многие единицы оборудования, которые потребовались бы для успешной эксплуатации промышленной установки, не показаны в целях ясности изложения и изображения. Такие единицы оборудования могут включать в себя, например, средства управления компрессорами, средства измерения расходов и уровней и соответствующие контроллеры, средства регулирования температуры и давления, насосы, электродвигатели, фильтры, дополнительные теплообменники, арматуру и т.д. Эти единицы оборудования могут быть выполнены в соответствии со стандартной инженерной практикой.
Чтобы облегчить понимание фиг. 1 и 2, применяется нижеследующая номенклатура позиций. Единицы оборудования под номерами 1-99 - это технологические сосуды и оборудование, которые непосредственно связаны со способом сжижения. Единицы оборудования под номерами 100-199 соответствуют проточным линиям или трубам, изображенным на фиг. 1, которые содержат потоки, содержащие преимущественно метан. Единицы оборудования под номерами 200-299 соответствуют проточным линиям или трубам, которые содержат потоки, содержащие преимущественно этилен. Единицы оборудования под номерами 300-399 соответствуют проточным линиям или трубам, которые содержат потоки, содержащие преимущественно пропан. Единицы оборудования под номерами 400-599 - сосуды, оборудование, проточные линии или трубы усовершенствованной системы для удаления азота.
Обращаясь к фиг. 1, отмечаем, что газообразный пропан сжимают в многоступенчатом (предпочтительно трехступенчатом) компрессоре 18, приводимом в действие приводом на основе газовой турбины (не показан). Три ступени сжатия предпочтительно образуют один агрегат, хотя они могут быть и отдельными агрегатами, механически соединенными друг с другом с целью приведения их в действие одним-единственным приводом. После сжатия сжатый пропан пропускают по трубе 300 в холодильник 20, где пропан охлаждается и сжижается. Характерные абсолютное давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением составляют примерно 37,7°С и примерно 1,31 МПа (примерно 100°Р и примерно 190 фн-с/кв.д). Поток из холодильника 20 проходит по трубе 302 в средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 12, в котором давление сжиженного пропана снижается за счет обычного испарения или мгновенного испарения его части. Получаемый двухфазный продукт затем протекает по трубе 304 в многоступенчатый пропановый холодильный аппарат (чиллер) 2, в котором газообразный метановый хладагент, вводимый по трубе 152, питающий поток природного газа, вводимый по трубе 100, и газообразный этиленовый хладагент, вводимый по трубе 202, соответственно охлаждаются с помощью средств 4, 6 и 8 косвенного теплообмена, вследствие чего получаются потоки охлажденных газов, транспортируемые соответственно по трубам 154, 102 и 204. Газ в трубе 154 подается в основной метановый экономайзер 74, который будет подробнее рассмотрен ниже и в котором поток охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный оборотный поток сжатого метана, пропущенный по трубе 158, затем объединяется в трубе 120 с потоком паров, обедненным тяжелыми фракциями (т.е. богатым легкими углеводородами), из колонны 60 для удаления тяжелых фракций и подается в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 68.
Газообразный пропан из холодильного аппарата (чиллера) 2 возвращается в компрессор 18 по трубе 306. Этот газ подается во входное отверстие ступени высокого давления компрессора 18. Остающийся жидкий пропан проходит по трубе 308, а давление дополнительно снижается за счет прохождения через средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 14, после чего мгновенно испаряется дополнительная часть сжиженного пропана. Получаемый двухфазный поток затем подается в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 22 промежуточной ступени по трубе 310, что обеспечивает хладагент для холодильного аппарата 22. Питающий поток охлажденного газа из холодильного аппарата 2 течет по трубе 102 в разделительное оборудование 10, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Жидкую фазу, которая богата компонентами С.'з+. удаляют по трубе 103. Газообразную фазу удаляют по трубе 104, а затем разделяют на два отдельных потока, когда переносят по трубам 106 и 108. Поток в трубе 106 подается в пропановый холодильный аппарат 22. Поток в трубе 108 становится питающим для теплообменника 62 и, в конце концов, становится отгоняющим газом, попадая в колонну 60 для удаления тяжелых фракций, подробнее рассматриваемую ниже. Этиленовый хладагент из холодильного аппарата 2 вводят в холодильный аппарат 22 по трубе 204. В холодильном аппарате 22
- 6 020287 поток питающего газа, также называемый в данном изобретении потоком, богатым метаном, и потоки этиленового хладагента охлаждаются соответственно с помощью средств 24 и 26 косвенного теплообмена с получением охлажденного потока, богатого метаном, и потока этиленового хладагента, протекающих по трубам 124 и 206. Испаренная таким образом часть пропанового хладагента отделяется и проходит по трубе 311 во входное отверстие промежуточной ступени компрессора 18. Жидкий пропан из холодильного аппарата 22 удаляется по трубе 312, мгновенно испаряется за счет прохождения через средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 16, а затем подается в пропановый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления по трубе 316.
Как показано на фиг. 1, поток, богатый метаном, протекает из пропанового холодильного аппарата 22 промежуточной ступени в пропановый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления по трубе 110. В холодильном аппарате 28 поток охлаждается с помощью средства 30 косвенного теплообмена. Аналогичным образом, поток этиленового хладагента протекает из пропанового холодильного аппарата 22 промежуточной ступени в пропановый холодильный аппарат 28 ступени низкого давления по трубе 206. В этом холодильном аппарате-конденсаторе этиленовый хладагент полностью конденсируется или почти полностью конденсируется с помощью средства 32 косвенного теплообмена. Испаренный пропан удаляется из пропанового холодильного аппарата 28 ступени низкого давления и возвращается к входному отверстию компрессора 18 ступени низкого давления по трубе 320.
Как показано на фиг. 1, поток, богатый метаном, покидающий пропановый холодильный аппарат 28 ступени низкого давления, вводится в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 42 ступени высокого давления по трубе 112. Этиленовый хладагент покидает пропановый холодильный аппарат 28 ступени низкого давления по трубе 208 и предпочтительно подается в разделительный сосуд 37, в котором легкие компоненты удаляются по трубе 209, а конденсированный этилен удаляется по трубе 210. Этиленовый хладагент в этом месте способа обычно имеет температуру примерно -31°С (примерно -24°Е) и абсолютное давление примерно 1,96 МПа (285 фн-с/кв.д). Затем этиленовый хладагент течет в этиленовый экономайзер 34, где охлаждается с помощью средства 38 косвенного теплообмена, удаляется по трубе 211 и пропускается в средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 40, после чего хладагент мгновенно испаряется с достижением предварительно выбранных температуры и давления и подается в этиленовый холодильный аппарат 42 ступени высокого давления по трубе 212. Пары удаляются из холодильного аппарата 42 по трубе 214 и направляются в этиленовый экономайзер 34, в котором пары выполняют функции хладагента с помощью средства 46 косвенного теплообмена. Пары этилена затем удаляются из этиленового экономайзера 34 по трубе 216 и подаются к входному отверстию ступени высокого давления этиленового компрессора 48. Этиленовый хладагент, который не испарился в этиленовом холодильном аппарате 42 ступени высокого давления, удаляется по трубе 218 и возвращается в этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения с помощью средства 50 косвенного теплообмена, удаляется из упомянутого этиленового экономайзера по трубе 220 и мгновенно испаряется в средстве снижения давления, проиллюстрированном в форме расширительного клапана 52, после чего получаемый двухфазный продукт вводится в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 54 ступени низкого давления по трубе 222.
После охлаждения в средстве 44 косвенного теплообмена, поток, богатый метаном, удаляется из этиленового холодильного аппарата 42 ступени высокого давления по трубе 116. Этот поток затем частично конденсируется посредством охлаждения, обеспечиваемого средством 56 косвенного теплообмена в этиленовом холодильном аппарате 54 ступени низкого давления, вследствие чего получается двухфазный поток, который протекает по трубе 118 в колонну 60 для удаления тяжелых фракций. Как отмечалось ранее, поток, богатый метаном, в линии 104 был разделен так, что далее потек по трубам 106 и 108. Содержимое трубы 108, которое в данном изобретении именуется отгоняющим газом, сначала подается в теплообменник 62, в котором этот поток охлаждается с помощью средства 66 косвенного теплообмена, вследствие чего становится охлажденным потоком отгоняющего газа, который затем течет по трубе 109 в колонну 60 для удаления тяжелых фракций. Поток жидкости, богатой тяжелыми фракциями, содержащий значительную концентрацию углеводородов, содержащих компоненты С4+, и/или более тяжелые углеводородные компоненты, удаляется из колонны 60 для удаления тяжелых фракций по трубе 114, в предпочтительном варианте испаряется с помощью средства 97 управления потоком, предпочтительно управляющего клапана, который также может функционировать как редуктор давления, и транспортируется в теплообменник 62 по трубе 117. В предпочтительном варианте мгновенное испарение потока осуществляется с помощью средства 97 управления потоком, и достигается давление, примерно равное давлению у входного отверстия ступени высокого давления, ведущего в метановый компрессор 83, или большее. Мгновенное охлаждение также придает упомянутому потоку повышенную охлаждающую способность. В теплообменнике 62 поток, подаваемый по трубе 117, обеспечивает возможности охлаждения средством 64 косвенного теплообмена и покидает теплообменник 62 по трубе 119. В колонне 60 для удаления тяжелых фракций двухфазный поток, вводимый по трубе 118, вступает в контакт с охлажденным потоком отгоняющего газа, вводимого по трубе 109 в режиме противотока, что позволяет получить поток паров, обедненный тяжелыми фракциями и текущий по трубе 120, и поток жидкости, обогащенный тяжелыми фракциями и текущий по трубе 114.
- 7 020287
Поток, обогащенный тяжелыми фракциями, в трубе 119 затем разделяется на жидкую и парообразную части или, что предпочтительно, мгновенно испаряется или фракционируется в сосуде 67. В любом случае поток жидкости, богатый тяжелыми фракциями, течет по трубе 123, а второй поток паров, богатый метаном, течет по трубе 121. В предпочтительном варианте осуществления, который показан на фиг. 1, поток в трубе 121 после этого объединяется со вторым потоком, подаваемым по трубе 128, а объединенный поток подается во входное отверстие метанового компрессора 83.
Как отмечалось ранее, газ в трубе 154 подается в основной метановый экономайзер 74, где этот поток охлаждается средством 98 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный оборотный поток сжатого метана или хладагента в трубе 158 объединяется в предпочтительном варианте осуществления с потоком паров, обедненным тяжелыми фракциями, из колонны 60 для удаления тяжелых фракций, транспортируется по трубе 120 и подается в этиленовый холодильный аппарат 68 ступени низкого давления. В этиленовом холодильном аппарате 68 ступени низкого давления этот поток охлаждается и конденсируется с помощью средства 70 косвенного теплообмена вместе с жидким эффлюентом из клапана 222, направляемым в этиленовый холодильный аппарат 68 ступени низкого давления по трубе 226. Конденсированный продукт, богатый метаном, из конденсатора 68 ступени низкого давления выдается по трубе 122. Пары из этиленового холодильного аппарата 54 ступени низкого давления, отводимые по трубе 224, и из этиленового холодильного аппарата 68 ступени низкого давления, отводимые по трубе 228, объединяются и направляются по трубе 230 в этиленовый экономайзер 34, в котором пары функционируют как хладагент с помощью средства 58 косвенного теплообмена. Затем поток направляется по трубе 232 от этиленового экономайзера 34 к входному отверстию со стороны ступени низкого давления этиленового компрессора 48.
Как видно на фиг. 1, эффлюент компрессора, получаемый из паров, введенных через сторону ступени низкого давления этиленового компрессора 48, удаляется по трубе 234, охлаждается посредством межступенчатого холодильника 71 и возвращается в компрессор 48 по трубе 236 для нагнетания с потоком со ступени высокого давления, присутствующим в трубе 216. В предпочтительном варианте две ступени представляют собой единый модуль, хотя каждая из них может быть отдельным модулем, а эти модули могут быть механически соединены с общим приводом. Продукт, представляющий собой сжатый этилен, из компрессора 48 направляется в расположенный ниже по течению холодильник 72 по трубе 200. Продукт из холодильника 72 течет по трубе 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый холодильный аппарат 2 ступени высокого давления.
Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, предпочтительно поток жидкости во всей его полноте, в трубопроводе 122 обычно поддерживается при температуре, находящейся в диапазоне от примерно -128 до примерно -45°С (от примерно -200 до примерно -50°Е), более предпочтительно в диапазоне от примерно -115 до примерно -73,3°С (от примерно -175 до примерно -100°Е), а наиболее предпочтительно в диапазоне от -101 до -87,2°С (от -150 до -125°Е). Абсолютное давление потока в трубе 122 предпочтительно находится в диапазоне от примерно 3,44 до примерно 4,82 МПа (от примерно 500 до примерно 700 фн-с/кв.д), а в наиболее предпочтительном варианте находится в диапазоне от примерно 3,79 МПа до примерно 4,99 МПа (550-725 фн-с/кв.д).
Поток в трубе 122 направляется в основной метановый экономайзер 74, где этот поток дополнительно охлаждается с помощью средства косвенного охлаждения или теплообменного канала, обозначенного позицией 76, как поясняется ниже. В предпочтительном варианте основной метановый экономайзер 74 включает в себя множество теплообменных каналов, которые обеспечивают косвенный теплообмен между различными потоками, содержащими преимущественно метан, в экономайзере 74. Метановый экономайзер 74 предпочтительно содержит один или несколько пластинчато-ореберных теплообменников. Охлажденный поток из теплообменного канала 76 покидает метановый экономайзер по трубе 124. В предпочтительном варианте температура потока в трубе 124 должна быть по меньшей мере на 10°Е меньше, чем температура потока в трубе 122, более предпочтительно по меньшей мере на 25°Е меньше, чем температура потока в трубе 122. В наиболее предпочтительном варианте температура потока в трубе 124 находится в диапазоне от примерно -129 до примерно -107°С (от примерно -200 до примерно -160°Е). Давление потока в трубе 124 затем снижается средством снижения давления, которое проиллюстрировано в форме расширительного клапана 78, который обеспечивает обычное испарение или мгновенное испарение части потока газа, генерируя тем самым двухфазный поток. Этот двухфазный поток из расширительного клапана 78 затем проходит барабан 80 ступени высокого давления для мгновенного испарения метана, где упомянутый поток разделяется на поток мгновенно испаренного газа, выпускаемый по трубе 126, и поток жидкой фазы (т.е. поток, несущий СПГ под повышенным давлением), выпускаемый по трубе 130. Поток мгновенно испаренного газа затем подается в основной метановый экономайзер 74 по трубе 126, где этот поток функционирует как хладагент с помощью средства 82 косвенного охлаждения и способствует охлаждению потока в теплообменном канале 76. Таким образом, поток, содержащий преимущественно метан, в теплообменном канале 82 нагревается, по меньшей мере, частично косвенным теплообменом с потоком, содержащим преимущественно метан, в теплообменном канале 76. Подогретый поток покидает теплообменный канал 82 и метановый экономайзер 74 по трубе 128. В предпочтительном варианте температура подогретого потока, содержащего преимущественном
- 8 020287 метан, покидающего теплообменный канал 82 по трубе 128, должна быть по меньшей мере на 10°Р больше, чем температура потока в трубе 124, а в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 25°Р больше, чем температура потока в трубе 124. Температура потока, покидающего теплообменный канал 82 по трубе 128, предпочтительно превышает значение примерно -45°С (примерно -50°Р), более предпочтительно превышает значение примерно -18°С (примерно 0°Р), еще более предпочтительно превышает значение примерно -3,90°С (примерно 25°Т), а в наиболее предпочтительном варианте находится в диапазоне от 4,4 до 37,7°С (от 40 до 100°Р).
Как показано на фиг. 1, часть потока, содержащего преимущественно метан, текущего из канала 82 косвенного теплообмена в метановом экономайзере 74 во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 83, отводится из трубы 128 и направляется в блок удаления азота (БУА), обозначенный позицией 402, по трубе 400. Объем потока, содержащего преимущественно метан, отводимого из трубы 128 по трубе 400, может изменяться в зависимости от концентрации азота в потоке, содержащем преимущественно метан, в трубе 128, а также от различных других рабочих параметров оборудования для СПГ. В предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 5 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, покидающего теплообменный канал 82 по трубе 128, отводятся по трубе 400, в более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 10 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, отводятся по трубе 400, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 25 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, отводятся по трубе 400. В предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 10 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, покидающего теплообменный канал 82 по трубе 128, продолжают течь (после того места, в котором часть упомянутого потока отводится из трубы 128 по трубе 400) к входному отверстию ступени высокого давления метанового компрессора 83, в более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 35 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, продолжают течь к метановому компрессору 83, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере 50 мол.% потока, содержащего преимущественно метан, продолжают течь к метановому компрессору 83.
Излишне говорить, что место бокового отвода, по которому часть потока, имеющегося в трубе 128, отводится с целью удаления азота, находится снаружи теплоизолированного кожуха 101 для метана. За счет того, что в качестве питающего потока, поступающего в БУА 402, снаружи теплоизолированного кожуха 101 для метана используют относительно теплый поток, можно избежать издержек на извлечение и повторное нагнетание потока сквозь стенку теплоизолированного кожуха 101 для метана. Кроме того, повышенная температура потока в трубе 400 исключает необходимость изоляции трубы 400. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин теплоизолированный кожух будет обозначать изолированную оболочку, в которой заключено множество компонентов, в которых обрабатывается поток относительно холодной текучей среды. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин теплоизолированный кожух для метана будет обозначать теплоизолированный кожух, внутри которого для охлаждения потока природного газа применяются потоки, содержащие преимущественно метан. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин теплоизолированный кожух для этилена будет обозначать теплоизолированный кожух, внутри которого для охлаждения потока природного газа применяются потоки, содержащие преимущественно этилен. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин теплоизолированный кожух для азота будет обозначать теплоизолированный кожух, в котором заключено оборудование для удаления азота из потока природного газа. Теплоизолированный кожух 101 для метана предпочтительно содержит метановый экономайзер 74, а также различные последовательно соединенные расширительные и разделительные компоненты цикла охлаждения за счет расширения. Теплоизолированный кожух 201 для этилена предпочтительно содержит этиленовый экономайзер 34, а также различные холодильные аппараты (чиллеры) 42, 54, 58, в которых поток, содержащий преимущественно этилен, используется в качестве хладагента для охлаждения потока природного газа. БУА 402 предпочтительно заключен в теплоизолированном кожухе 404 для азота, подробное описание которого приводится ниже со ссылками на фиг. 2.
В БУА 402 значительная часть азота, присутствующего в потоке, содержащем преимущественно метан и находящемся в трубе 400, удаляется, а поток удаляемого азота (т.е. поток, обогащенный азотом) покидает БУА 402 по трубе 410. БУА 402 также создает первый поток со сниженной концентрацией азота (т.е. обедненный азотом), покидающий БУА 402 по трубе 406, и второй поток со сниженной концентрацией азота (т.е. обедненный азотом), покидающий БУА 402 по трубе 408. Первый поток со сниженной концентрацией азота в трубе 406 объединяется снаружи теплоизолированного кожуха 101 для метана с подогретым потоком, содержащим преимущественно метан, текущим из теплообменного канала 95 метанового экономайзера 74 к входному отверстию промежуточной ступени компрессора 83 по трубе 140. Второй поток со сниженной концентрацией азота в трубе 408 объединяется снаружи теплоизолированного кожуха 101 для метана с подогретым потоком, содержащим преимущественно метан, текущим из теплообменного канала 96 метанового экономайзера 74 к входному отверстию ступени низкого давления метанового компрессора 83 по трубе 148. Работа БУА 402 будет подробно описана ниже со ссылками на фиг. 2.
Поток жидкой фазы, покидающий барабан 80 ступени высокого давления для мгновенного испаре- 9 020287 ния по трубе 130, проходит через второй метановый экономайзер 87, в котором жидкость дополнительно охлаждается с помощью средства 88 косвенного охлаждения проходящими ниже по течению парами, образовавшимися вследствие мгновенного испарения. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубе 132 и расширяется или мгновенно испаряется с помощью средства снижения давления, изображенного в форме расширительного клапана 91, для дальнейшего снижения давления с одновременным испарением второй части упомянутой жидкости. Этот двухфазный поток затем пропускается в барабан 92 промежуточной ступени для мгновенного испарения метана, где поток разделяется на газовую фазу, проходящую по трубе 136, и жидкую фазу, проходящую по трубе 134. Газовая фаза течет по трубе 136 во второй метановый экономайзер 87, где газ охлаждает жидкость, введенную в экономайзер 87 по трубе 130, с помощью средства 89 косвенного теплообмена. Труба 138 служит в качестве проточной трубы между средством 89 косвенного теплообмена во втором метановом экономайзере 87 и теплообменным каналом 95 в основном метановом экономайзере 74. Подогретый поток паров из теплообменного канала 95 покидает основной метановый экономайзер 74 по трубе 140, объединяется с первым потоком со сниженной концентрацией азота в трубе 406, а объединенный поток подается к входному отверстию промежуточной ступени метанового компрессора 83.
Давление в жидкой фазе, покидающей барабан 92 промежуточной ступени для мгновенного испарения по трубе 134, дополнительно снижается, предпочтительно за счет прохождения этой фазы через средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 93. И опять происходит обычное или мгновенное испарение третьей части сжиженного газа. Двухфазный поток из расширительного клапана 93 пропускается в оконечный или принадлежащий ступени низкого давления барабан 94 для мгновенного испарения. В барабане 94 для мгновенного испарения паровая фаза отделяется в виде потока мгновенно испаренного газа и пропускается по трубе 144 во второй метановый экономайзер 87, где пары функционируют как хладагент с помощью средства 90 косвенного теплообмена, покидают второй метановый экономайзер 87 по трубе 146, которая соединена с первым метановым экономайзером 74, в котором пары функционируют как хладагент с помощью средства 96 косвенного теплообмена. Подогретый поток паров из теплообменного канала 96 покидает основной метановый экономайзер 74 по трубе 148 и объединяется со вторым потоком с низкой концентрацией азота в трубе 408, а объединенный поток подается к входному отверстию ступени низкого давления компрессора 83.
Продукт, представляющий собой сжиженный природный газ, идущий из барабана 94 для мгновенного испарения, который находится под приблизительно атмосферным давлением, проходит по трубе 142 в резервуар 99 для хранения СПГ. В соответствии с общепринятой практикой сжиженный природный газ, находящийся в резервуаре 99 для хранения, можно транспортировать в желаемое место (как правило, с помощью океанского судна для перевозки СПГ). Затем СПГ можно испарить в прибрежном терминале для СПГ с целью транспортировки в газообразном состоянии по обычным трубопроводам для природного газа.
Как показано на фиг. 1, ступени высокого давления, промежуточная и низкого давления компрессора 83 предпочтительно объединены в один агрегат. Однако каждая ступень может существовать в виде отдельного агрегата, и они могут быть механически соединены друг с другом для работы от единственного привода. Сжатый газ из секции ступени низкого давления проходит через межступенчатый холодильник 85 и объединяется с газом под промежуточным давлением в трубе 140 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 пропускается через межступенчатый холодильник 84 и объединяется с газом высокого давления, подаваемым по трубам 121 и 128, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (т.е. поток газа, сжатого в разомкнутом метановом цикле) выпускается из метанового компрессора ступени высокого давления по трубе 150, охлаждается в холодильнике 86 и направляется в пропановый холодильный аппарат 2 ступени высокого давления по трубе 152, как сказано ранее. Этот поток охлаждается в холодильном аппарате 2 с помощью средства 4 косвенного теплообмена и протекает в основной метановый экономайзер 74 по трубе 154. Поток газа, сжатого в разомкнутом метановом цикле, поступающий из холодильного аппарата 2 и попадающий в основной метановый компрессор 74, подвергается охлаждению во всей своей полноте с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Этот охлажденный поток затем удаляется по трубе 158 и объединяется с питающим потоком обработанного природного газа выше по течению от первой ступени этиленового охлаждения.
Обращаясь к фиг. 2, отмечаем, что БУА 402 в общем случае включает в себя теплообменник 412 ступени высокого давления, сосуд 414 ступени высокого давления, теплообменник 416 ступени низкого давления, сосуд 418 промежуточной ступени и сосуд 420 низкого давления. Эти основные компоненты БУА 402 предпочтительно заключены внутри теплоизолированного кожуха 404 для азота и окружены рыхлым или текучим изолирующим материалом 421 (например, перлитом), который, по существу, заполняет теплоизолированный кожух 404. Теплообменники 412, 416 предпочтительно являются пластинчато-ореберными теплообменниками косвенного теплообмена, которые снабжены множеством каналов косвенного теплообмена для обеспечения теплопередачи между различными потоками текучей среды. Сосуды 414, 418, 420 предпочтительно являются отгоночными колоннами, имеющими верхнюю часть и нижнюю часть, причем верхняя часть включает в себя верхнее входное отверстие и верхнее выходное отверстие, а нижняя часть включает в себя нижнее входное отверстие и нижнее выходное отверстие. В
- 10 020287 предпочтительном варианте в отгоночной колонне между верхней частью колонны и нижней частью колонны вертикально расположена структура, улучшающая контакт (например, внутренняя набивка).
Подогретый поток, содержащий главным образом метан и находящийся в трубе 400, попадает в теплоизолированный кожух 404 для азота через входное отверстие 422 теплоизолированного кожуха. Поток в трубе 400 предпочтительно имеет температуру по меньшей мере примерно -45°С (примерно -50°Р), более предпочтительно по меньшей мере примерно -17,7°С (примерно 0°Р), а наиболее предпочтительно находящуюся в диапазоне от 4,4 до 37,7°С (от 40 до 100°Р). Как правило, поток в трубе 400 имеет концентрацию азота по меньшей мере примерно 0,5 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере примерно 2 мол.%, еще более предпочтительно по меньшей мере примерно 10 мол.%, а в общем случае, находящуюся в диапазоне от 2 до 40 мол.% азота. Поток в трубе 400 сначала подается в теплообменник 412 ступени высокого давления для охлаждения в первом теплообменном канале 424 охлаждения. После охлаждения в теплообменном канале 424 первая часть охлажденного потока подается по трубе 426 в нижнее входное отверстие 428 сосуда 414 ступени высокого давления. Вторая часть потока, охлажденного в теплообменном канале 424, которая не удалена по трубе 426, попадает во второй теплообменный канал 430 охлаждения для дальнейшего охлаждения. Охлажденный поток, покидающий теплообменный канал 430, подается по трубе 432 в верхнее входное отверстие 434 сосуда 414 ступени высокого давления. В предпочтительном варианте по меньшей мере 5 мол.% потока, охлажденного в теплообменном канале 424, должны подаваться в нижнее входное отверстие 428 сосуда 414 ступени высокого давления по трубе 426; в более предпочтительном варианте по меньшей мере 10 мол.% потока, выходящего в теплообменном канале 424, подаются в нижнее входное отверстие 428, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере 35 мол.% потока, выходящего в теплообменном канале 424, подаются в нижнее входное отверстие 428. В предпочтительном варианте температура потока, транспортируемого в трубе 426, по меньшей мере примерно на 50°Р ниже, чем температура потока, попадающего в теплообменный канал 424 по трубе 400; в более предпочтительном варианте температура потока, транспортируемого в трубе 426, по меньшей мере примерно на 75°Р ниже, чем температура потока, попадающего в теплообменный канал 424, а в наиболее предпочтительном варианте температура потока, транспортируемого в трубе 426, по меньшей мере примерно на 100°Р ниже, чем температура потока, попадающего в теплообменный канал 424. В предпочтительном варианте температура потока, транспортируемого в трубе 426, точно выше температуры его точки росы. В предпочтительном варианте отличие температуры потока в трубе 426 от температуры его точки росы находится в пределах 50°Р, а в наиболее предпочтительном варианте упомянутое отличие от упомянутой температуры точки росы находится в пределах 20°Р. В предпочтительном варианте температура потока, транспортируемого в трубе 432, по меньшей мере примерно на 10°Р ниже, чем у потока в трубе 426, в более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно на 25°Р ниже, чем у потока в трубе 426, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере примерно на 40°Р ниже, чем у потока в трубе 426.
Сосуд 414 ступени высокого давления предпочтительно включает в себя верхнее выходное отверстие 436, нижнее выходное отверстие 438 и внутреннюю набивку 440, расположенную между верхним и нижним выходными отверстиями 436, 438. В сосуде 414 ступени высокого давления охлажденные потоки, попадающие в этот сосуд через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428, разделяются на первый отделенный поток, покидающий сосуд 414 через верхнее выходное отверстие 436 и трубу 460, и второй отделенный поток, покидающий сосуд 414 через нижнее выходное отверстие 438 и трубу 446. В предпочтительном варианте содержание азота в молярных процентах в первом отделенном потоке в трубе 460 содержит больше, чем в потоках, попадающие в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428. В более предпочтительном варианте первый отделенный поток в трубе 460 содержит по меньшей мере на 50% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428. Например, если каждый из потоков, попадающих в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428, имеет концентрацию азота 20 мол.%, то первый отделенный поток в трубе 460 предпочтительно содержит по меньшей мере 30 мол.% азота (т.е. имеет молярную концентрацию азота на 50% больше, чем у потоков, попадающих в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428). В наиболее предпочтительном варианте первый отделенный поток в трубе 460 содержит по меньшей мере на 100% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428. В предпочтительном варианте содержание азота в молярных процентах во втором отделенном потоке в трубе 446 меньше, чем в потоках, попадающих в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428. В более предпочтительном варианте второй отделенный поток в трубе 446 содержит по меньшей мере на 50% азота (применительно к молярному составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428. Например, если каждый из потоков, попадающих в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428, имеет концентрацию азота 20 мол.%, то второй отделенный поток в трубе 446 предпочтительно содержит менее 10 мол.% азота (т.е. эта концентрация на 50% меньше, чем 20%-ная молярная концентрация в потоках, попадающих в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428). В наиболее предпочтительном варианте второй отделенный поток в трубе 446 содержит по меньшей мере на 75% азота (применительно к молярному
- 11 020287 составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 414 через верхнее и нижнее входные отверстия 434, 428.
Второй отделенный поток в трубе 446 транспортируется в первый теплообменный канал 448 подогрева теплообменника 412 ступени высокого давления, в котором второй отделенный поток действует как хладагент, снижая температуру потока (потоков) в теплообменном канале или теплообменных каналах 424 и/или 430 теплообменника 412. Подогретый поток, покидающий теплообменный канал 448 по трубе 406, выходит из теплоизолированного кожуха 404 для азота через первое выходное отверстие 450 теплоизолированного кожуха.
Скоростью подачи потока, содержащего преимущественно метан, в верхнее входное отверстие 434 сосуда 414 ступени высокого давления управляет управляющий клапан 442, расположенный в трубе 432. Управляющим клапаном 442 управляет контроллер 444 давления, который считывает показания давления в трубе 440 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 442. Скоростью подачи потока, содержащего преимущественно метан, в нижнее входное отверстие 428 сосуда 414 ступени высокого давления управляет управляющий клапан 456, расположенный в трубе 426. Управляющим клапаном 456 управляет контроллер 458 температуры, который считывает показания температуры в трубе 446 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 456. Расходом второго отделенного потока по трубе 446 управляет управляющий клапан 452, расположенный в трубе 446. Управляющим клапаном 452 управляет контроллер 454 уровня, который измеряет уровень жидкости в сосуде 414 ступени высокого давления и соответственно регулирует положение управляющего клапана 452.
Первый отделенный поток в трубе 460 разделяется на первую часть, проходящую по трубе 462, и вторую часть, проходящую по трубе 464. Поток, транспортируемый в трубе 460, предпочтительно разделяют таким образом, что по каждой из труб 462 и 464 транспортируются по меньшей мере 5 мол.% потока из трубы 460; в более предпочтительном варианте по каждой из труб 462 и 464 транспортируются по меньшей мере 10 мол.% потока из трубы 460, а в наиболее предпочтительном варианте по каждой из труб 462 и 464 транспортируются по меньшей мере 25 мол.% потока из трубы 460. Первая часть отделенного потока подается по трубе 462 в первый теплообменный канал 466 охлаждения в теплообменнике 416 ступени низкого давления. В теплообменном канале 466 поток охлаждается посредством косвенного теплообмена и покидает теплообменный канал 466 и теплообменник 416 по трубе 468. В предпочтительном варианте температура охлажденного потока в трубе 468 по меньшей мере примерно на 10°Р ниже, чем температура потока в трубе 462, а в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 25°Р ниже, чем температура потока в трубе 462. Охлажденный поток в трубе 468 подается в верхнее впускное отверстие 470 сосуда 418 промежуточной ступени. Расходом потока, попадающего в сосуд 418 через верхнее впускное отверстие 470, управляет управляющий клапан 472, расположенный в трубе 468. Контроллер 474 давления считывает показания давления в трубе 462 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 472.
Вторая часть отделенного потока из трубы 460 подается по трубе 464 в нижнее входное отверстие 476 сосуда 418 промежуточной ступени. Функция и конфигурация сосуда 418 промежуточной ступени аналогичны функции и конфигурации сосуда 414 ступени высокого давления. Так, сосуд 418 промежуточной ступени включает в себя верхнее выходное отверстие 478, нижнее выходное отверстие 480 и внутреннюю набивку 482, расположенную между верхним и нижним выходными отверстиями 478, 480. Сосуд 418 промежуточной ступени используют для разделения потоков, попадающих в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия 470, 476, на первый отделенный поток, покидающий сосуд 418 через верхнее выходное отверстие 478, и второй отделенный поток, покидающий сосуд 418 через нижнее выходное отверстие 480. В предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 418 через верхнее выходное отверстие 478, содержит концентрацию азота, которая больше, чем в потоках, попадающих в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия в 470, 476. В более предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 418 через верхнее выходное отверстие 478, содержит по меньшей мере на 50% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия в 470, 476. В наиболее предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 418 через верхнее выходное отверстие 478, содержит по меньшей мере на 100% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия в 470, 476. В предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 418 через нижнее выходное отверстие 480, содержит меньшую концентрацию азота, чем потоки, попадающие в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия 470, 476. В более предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 418 через нижнее выходное отверстие 480, содержит по меньшей мере на 15% азота (применительно к молярному составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия 470, 476. В наиболее предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 418 через нижнее выходное отверстие 480, содержит по меньшей мере на 25% азота (применительно к молярному составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 418 через верхнее и нижнее входные отверстия 470, 476. Расходом потока, попадающего в сосуд 418 по трубе 464, управляет управляющий клапан 495, расположенный в трубе 464. Контроллер 493 температуры измеряет температуру второго
- 12 020287 отделенного потока в трубе 484 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 495.
Второй отделенный поток в трубе 484 разделяется на первую отделенную часть, транспортируемую в трубе 486, и вторую отделенную часть, транспортируемую в трубе 488. Относительным объемом второго отделенного потока из трубы 484, который транспортируется в трубах 486, 488, управляет управляющий клапан 490. Контроллер 492 уровня измеряет уровень жидкости в сосуде 418 промежуточной ступени и соответственно регулирует положение управляющего клапана 490. Вторая отделенная часть в трубе 488 подается во второй теплообменный канал 494 теплообменника 416 ступени низкого давления, в котором эта вторая отделенная часть нагревается посредством косвенного теплообмена. Нагретый поток из теплообменного канала 494 покидает теплообменник 416 ступени низкого давления по трубе 496. В предпочтительном варианте нагретый поток в трубе 496 по меньшей мере на 5°Р теплее, чем поток в трубе 488, а в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 10°Р теплее, чем поток в трубе 488. Затем нагретый поток, находящийся в трубе 496, объединяют с первой отделенной частью, находящейся в трубе 486, а объединенные потоки направляют по трубе 498 в нижнее входное отверстие 500 сосуда 420 ступени низкого давления.
Первый отделенный поток из сосуда 418 промежуточной ступени подается из верхнего выходного отверстия 478 по трубе 502. Первый отделенный поток транспортируется по трубе 502 в третий теплообменный канал 504 охлаждения теплообменника 416 ступени низкого давления для охлаждения посредством косвенного теплообмена. Охлажденный поток из теплообменного канала 504 покидает теплообменник 416 ступени низкого давления по трубе 506, по которой этот поток транспортируется к верхнему входному отверстию 508 сосуда 420 ступени высокого давления. В предпочтительном варианте охлажденный поток в трубе 506 по меньшей мере на 10°Р холоднее, чем поток в трубе 502, а в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 20°Р холоднее, чем поток в трубе 502. Охлажденный поток транспортируется по трубе 506 к верхнему входному отверстию 508 сосуда 420 ступени низкого давления. Скоростью подачи охлажденного потока в верхнее входное отверстие 508 управляет управляющий клапан 510, расположенный в трубе 506. Контроллер 512 давления считывает показания давления потока в трубе 502 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 510.
Функция и конфигурация сосуда 420 ступени низкого давления аналогичны функции и конфигурации сосудов 414, 418 ступени высокого давления. Так, сосуд 420 ступени низкого давления включает в себя верхнее выходное отверстие 514, нижнее выходное отверстие 516 и внутреннюю набивку 518, расположенную между верхним и нижним выходными отверстиями 514, 516. Сосуд 420 ступени низкого давления используют для разделения потоков, попадающих в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500, на первый отделенный поток, покидающий сосуд 420 через верхнее выходное отверстие 514, и второй отделенный поток, покидающий сосуд 420 через нижнее выходное отверстие 516. В предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 420 через верхнее выходное отверстие 514, содержит концентрацию азота, которая больше, чем в потоках, попадающих в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500. В более предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 420 через верхнее выходное отверстие 514, содержит по меньшей мере на 5% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500. В наиболее предпочтительном варианте первый отделенный поток, покидающий сосуд 420 через верхнее выходное отверстие 514, содержит по меньшей мере на 10% азота (применительно к молярному составу) больше, чем потоки, попадающие в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500. В предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 420 через нижнее выходное отверстие 516, содержит меньшую концентрацию азота, чем потоки, попадающие в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500. В более предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 420 через нижнее выходное отверстие 516, содержит по меньшей мере на 5% азота (применительно к молярному составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500. В наиболее предпочтительном варианте второй отделенный поток, покидающий сосуд 420 через нижнее выходное отверстие 516, содержит по меньшей мере на 10% азота (применительно к молярному составу) меньше, чем потоки, попадающие в сосуд 420 через верхнее и нижнее входные отверстия 508, 500.
Второй отделенный поток, покидающий сосуд 420 ступени низкого давления через нижнее выходное отверстие 516, транспортируется в трубе 520. Потоком текучей среды по трубе 520 управляет управляющий клапан 522, расположенный в трубе 520. Контроллер 524 уровня измеряет уровень жидкости в сосуде 420 ступени низкого давления и соответственно регулирует положение управляющего клапана 522. Контроллер 521 температуры считывает показания температуры второго отделенного потока в трубе 520 и регулирует клапан 523 управления температурой, расположенным в трубе 486, тем самым управляя потоком текучей среды по трубе 486. Поток, имеющийся в трубе 520, вводится в первый теплообменный канал 526 подогрева теплообменника 416 ступени низкого давления, в котором этот поток подогревается посредством косвенного теплообмена. Подогретый поток из теплообменного канала 526 покидает теплообменник 416 ступени низкого давления по трубе 528. В предпочтительном варианте подогретый поток в трубе 526 по меньшей мере на 10°Р теплее, чем поток в трубе 520, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере на 20°Р теплее, чем поток в трубе 520. Подогретый поток транспортируется по
- 13 020287 трубе 528 во второй теплообменный канал 530 подогрева теплообменника 412 ступени высокого давления, в котором этот поток подогревается косвенным теплообменом с потоком (потоками) в теплообменном канале (теплообменных каналах) 424 и/или 430 косвенного теплообмена. Подогретый поток из теплообменного канала 430 покидает теплообменник 412 ступени высокого давления по трубе 408 и выходит из теплоизолированного кожуха 404 для азота через выходное отверстие 532 теплоизолированного кожуха. В предпочтительном варианте подогретый поток в трубе 408 по меньшей мере на 50°Р теплее, чем поток в трубе 528, в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 150°Р теплее, чем поток в трубе 528, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере на 250°Р теплее, чем поток в трубе 528.
Первый отделенный поток (т.е. поток удаляемого азота), покидающий сосуд 420 ступени низкого давления через верхнее выходное отверстие 414, транспортируется по трубе 534. В предпочтительном варианте первый отделенный поток в трубе 534 содержит по меньшей мере примерно 10 мол.% азота, в более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 50 мол.% азота, в еще более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 75 мол.% азота, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере 90 мол.% азота. Поток, имеющийся в трубе 534, вводится во второй теплообменный канал 536 подогрева теплообменника 416 ступени низкого давления, где этот поток подогревается косвенным теплообменом. Подогретый поток из теплообменного канала 536 покидает теплообменник 416 ступени низкого давления по трубе 538. В предпочтительном варианте подогретый поток в трубе 538 по меньшей мере на 10°Р теплее, чем поток в трубе 534, а в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 20°Р теплее, чем поток в трубе 534. Подогретый поток транспортируется по трубе 538 в третий теплообменный канал 540 подогрева теплообменника 412 ступени высокого давления, в котором этот поток подогревается косвенным теплообменом с потоком (потоками) в теплообменном канале (теплообменных каналах) 424 и/или 430 косвенного теплообмена. Подогретый поток из теплообменного канала 540 покидает теплообменник 412 ступени высокого давления по трубе 410 и выходит из теплоизолированного кожуха 404 для азота через третье выходное отверстие 542 теплоизолированного кожуха. В предпочтительном варианте подогретый поток в трубе 410 (т.е. поток удаляемого азота) по меньшей мере на 50°Р теплее, чем поток в трубе 538, в более предпочтительном варианте по меньшей мере на 150°Р теплее, чем поток в трубе 538, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере на 250°Р теплее, чем поток в трубе 538. В трубе 410 расположен управляющий клапан 544 для управления потоком текучей среды по этой трубе. Контроллер 546 давления считывает показания давления в трубе 534 и соответственно регулирует положение управляющего клапана 544.
В предпочтительном варианте отличие температуры потоков, покидающих теплообменник 412 ступени высокого давления по трубам 406, 408 и 410, от температуры потока в трубе 400 находится в пределах примерно 25°Р, а в наиболее предпочтительном варианте упомянутое отличие от температуры потока в трубе 400 находится в пределах 10°Р. В предпочтительном варианте температуры потоков в трубах 406, 408 и 410 находятся в диапазоне от примерно 0 до примерно 100°Р, а в наиболее предпочтительном варианте - в диапазоне от 25 до 75°Р. Поток удаляемого азота в трубе 410 предпочтительно содержит по меньшей мере примерно 10 мол.% азота, в более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 50 мол.% азота, в еще более предпочтительном варианте по меньшей мере примерно 75 мол.% азота, а в наиболее предпочтительном варианте по меньшей мере 90 мол.% азота. Потоки со сниженной концентрацией азота в трубах 406 и 408 предпочтительно содержат менее чем примерно 15 мол.% азота, а в более предпочтительном варианте менее чем примерно 8 мол.% азота.
Как показано на фиг. 2, теплоизолированный кожух 404 для азота включает в себя входное отверстие 548 для продувочного газа и выходное отверстие 550 для продувочного газа. Чтобы гарантировать, что вода не накапливается в теплоизолированном кожухе 404 для азота, по трубе 522 через входное отверстие 548 в теплоизолированный кожух 404 для азота непрерывно подают продувочный газ, по существу, не содержащий углеводороды. Продувочный газ протекает через внутреннее пространство теплоизолированного кожуха 404 для азота и покидает этот теплоизолированный кожух 404 для азота через выходное отверстие 550. Продувочный газ, покидающий теплоизолированный кожух 404 для азота через выходное отверстие 550, транспортируется по трубе 554 в анализатор 556 углеводородов. Анализатор 556 углеводородов выполнен с возможностью обнаружения присутствия углеводородов в продувочном газе. Если анализатор 556 обнаруживает необычно высокую концентрацию углеводородов в продувочном газе, это указывает на утечку углеводородов внутри теплоизолированного кожуха 404 для азота. Обращаясь к фиг. 1, отмечаем, что теплоизолированный кожух 201 для этилена и теплоизолированный кожух 101 для метана предпочтительно имеют конфигурацию, аналогичную теплоизолированному кожуху 404 для азота, показанному на фиг. 2.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения системы для производства СПГ, проиллюстрированные на фиг. 1 и 2, моделируются на компьютере с помощью обычных средств программного обеспечения моделирования технологических процессов. Примеры подходящих средств программного обеспечения моделирования включают в себя программное средство ΗΥ8Υ8™ от фирмы Нурго1сс11. программное средство Акреп Р1ик® от фирмы Акреп Тес11по1оду и программное средство ΡΚΌ/ΙΙ® от фирмы
- 14 020287
81ти1а!1оп 8с1епсе§ 1пс.
Предпочтительные формы изобретения, описанные выше, носят лишь иллюстративный характер и не следует интерпретировать как ограничивающие объем притязаний настоящего изобретения. В рамках существа притязаний настоящего изобретения специалисты в данной области техники смогут без затруднений внести очевидные изменения в возможные варианты осуществления, приведенные выше.
Авторы изобретения настоящим заявляют о своем намерении обосновывать принципом эквивалентов определение и оценку корректно сформулированного истинного объема притязаний настоящего изобретения касательно любого устройства, не имеющего существенных отклонений от объема притязаний изобретения, которые изложены в нижеследующей формуле изобретения, но охарактеризованного без дословного совпадения с изложением этого объема.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан, в процессе сжижения природного газа, включающий в себя стадии, на которых:
    (а) подогревают поток, содержащий преимущественно метан, в метановом экономайзере, размещенном в теплоизолированном кожухе для метана;
    (б) разделяют подогретый поток, содержащий преимущественно метан, на первую часть и вторую часть;
    (в) подают первую часть к первому входному отверстию метанового компрессора и вторую часть в блок удаления азота;
    (г) удаляют азот из второй части подогретого потока, содержащего преимущественно метан, в блоке удаления азота, получая первый поток со сниженной концентрацией азота и поток, обогащенный азотом.
  2. 2. Способ по п.1, в котором упомянутая первая часть содержит по меньшей мере 10 мол.% подогретого потока, содержащего преимущественно метан, упомянутая вторая часть содержит по меньшей мере 10 мол.% подогретого потока, содержащего преимущественно метан.
  3. 3. Способ по п.1, в котором упомянутая первая часть содержит по меньшей мере 35 мол.% подогретого потока, содержащего преимущественно метан, упомянутая вторая часть содержит по меньшей мере 35 мол.% подогретого потока, содержащего преимущественно метан.
  4. 4. Способ по п.1, включающий в себя стадию, на которой:
    (д) подают по меньшей мере часть первого потока со сниженной концентрацией азота из блока удаления азота ко второму входному отверстию метанового компрессора, причем упомянутое второе входное отверстие отстоит от первого входного отверстия.
  5. 5. Способ по п.4, в котором:
    (е) удаляют азот из потока, обогащенного азотом, в блоке удаления азота, получая второй поток со сниженной концентрацией азота;
    (ж) подают по меньшей мере часть второго потока со сниженной концентрацией азота к третьему входному отверстию метанового компрессора, причем упомянутое третье входное отверстие отстоит от первого и второго входных отверстий.
  6. 6. Способ по п.5, в котором упомянутый метановый компрессор представляет собой трехступенчатый компрессор с первым, вторым и третьим входными отверстиями соответственно секции ступени высокого давления, промежуточной ступени и ступени низкого давления.
EA200601542A 2004-02-24 2005-02-08 Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан EA020287B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/785,808 US7234322B2 (en) 2004-02-24 2004-02-24 LNG system with warm nitrogen rejection
PCT/US2005/003828 WO2005081793A2 (en) 2004-02-24 2005-02-08 Lng system with warm nitrogen rejection

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200601542A1 EA200601542A1 (ru) 2007-02-27
EA020287B1 true EA020287B1 (ru) 2014-10-30

Family

ID=34861689

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200601542A EA020287B1 (ru) 2004-02-24 2005-02-08 Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7234322B2 (ru)
AU (1) AU2005216022B2 (ru)
EA (1) EA020287B1 (ru)
PE (1) PE20060261A1 (ru)
WO (1) WO2005081793A2 (ru)

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7257966B2 (en) * 2005-01-10 2007-08-21 Ipsi, L.L.C. Internal refrigeration for enhanced NGL recovery
US20080148771A1 (en) * 2006-12-21 2008-06-26 Chevron U.S.A. Inc. Process and apparatus for reducing the heating value of liquefied natural gas
US20090071190A1 (en) * 2007-03-26 2009-03-19 Richard Potthoff Closed cycle mixed refrigerant systems
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8061413B2 (en) * 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US8555672B2 (en) * 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8899074B2 (en) * 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9243842B2 (en) 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US9528759B2 (en) * 2008-05-08 2016-12-27 Conocophillips Company Enhanced nitrogen removal in an LNG facility
WO2010027629A2 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 Conocophillips Company System for incondensable component separation in a liquefied natural gas facility
US20100101273A1 (en) * 2008-10-27 2010-04-29 Sechrist Paul A Heat Pump for High Purity Bottom Product
US8627681B2 (en) * 2009-03-04 2014-01-14 Lummus Technology Inc. Nitrogen removal with iso-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery
WO2010128551A1 (ja) * 2009-05-08 2010-11-11 三菱電機株式会社 空気調和装置
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
US10113127B2 (en) * 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
JP5877451B2 (ja) 2010-07-30 2016-03-08 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 多段極低温液圧タービンを用いた装置及び方法
US9777960B2 (en) 2010-12-01 2017-10-03 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
US9335091B2 (en) * 2013-02-28 2016-05-10 Conocophillips Company Nitrogen rejection unit
CN105324554B (zh) 2013-06-28 2017-05-24 三菱重工压缩机有限公司 轴流膨胀机
WO2014210409A1 (en) 2013-06-28 2014-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of utilizing axial flow expanders
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US10443930B2 (en) 2014-06-30 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Process and system for removing nitrogen from LNG
CN104199474A (zh) * 2014-08-28 2014-12-10 四川金星压缩机制造有限公司 Mrc混合制冷剂自动配比控制系统及方法
US20160076808A1 (en) * 2014-09-15 2016-03-17 Propak Systems Ltd. Method and system for treating and liquefying natural gas
FR3034427B1 (fr) * 2015-04-01 2020-01-03 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procede de desazotation du gaz naturel
FR3034428B1 (fr) * 2015-04-01 2020-01-10 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procede de desazotation du gaz naturel a haut debit
FR3042983B1 (fr) * 2015-11-03 2017-10-27 Air Liquide Reflux de colonnes de demethanisation
FR3053771B1 (fr) * 2016-07-06 2019-07-19 Saipem S.P.A. Procede de liquefaction de gaz naturel et de recuperation d'eventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles refrigerant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle refrigerant ferme au gaz refrigerant
WO2020204218A1 (ko) * 2019-04-01 2020-10-08 삼성중공업 주식회사 냉각시스템
US20230076753A1 (en) * 2021-09-02 2023-03-09 Brian Frankie Liquified natural gas processing cold box with internal refrigerant storage
US20230076428A1 (en) * 2021-09-02 2023-03-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated nitrogen rejection for liquefaction of natural gas

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3894856A (en) * 1969-07-22 1975-07-15 Airco Inc Liquefaction of natural gas with product used as adsorber
US4746342A (en) * 1985-11-27 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Recovery of NGL's and rejection of N2 from natural gas
US4761167A (en) * 1986-12-12 1988-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrocarbon recovery from fuel gas
US5036671A (en) * 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
US5047074A (en) * 1989-01-25 1991-09-10 Macgregor Douglas Purging of nitrogen from natural gas
US5141544A (en) * 1991-04-09 1992-08-25 Butts Rayburn C Nitrogen rejection unit
US5325672A (en) * 1992-12-03 1994-07-05 Uop Process for the purification of gases
US5617741A (en) * 1995-02-10 1997-04-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual column process to remove nitrogen from natural gas
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
US6425267B1 (en) * 2001-07-27 2002-07-30 Membrane Technology And Research, Inc. Two-step process for nitrogen removal from natural gas

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4225329A (en) 1979-02-12 1980-09-30 Phillips Petroleum Company Natural gas liquefaction with nitrogen rejection stabilization
US4664686A (en) 1986-02-07 1987-05-12 Union Carbide Corporation Process to separate nitrogen and methane
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6631626B1 (en) 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3894856A (en) * 1969-07-22 1975-07-15 Airco Inc Liquefaction of natural gas with product used as adsorber
US4746342A (en) * 1985-11-27 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Recovery of NGL's and rejection of N2 from natural gas
US4761167A (en) * 1986-12-12 1988-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrocarbon recovery from fuel gas
US5047074A (en) * 1989-01-25 1991-09-10 Macgregor Douglas Purging of nitrogen from natural gas
US5036671A (en) * 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
US5141544A (en) * 1991-04-09 1992-08-25 Butts Rayburn C Nitrogen rejection unit
US5325672A (en) * 1992-12-03 1994-07-05 Uop Process for the purification of gases
US5617741A (en) * 1995-02-10 1997-04-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual column process to remove nitrogen from natural gas
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
US6425267B1 (en) * 2001-07-27 2002-07-30 Membrane Technology And Research, Inc. Two-step process for nitrogen removal from natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
US7234322B2 (en) 2007-06-26
PE20060261A1 (es) 2006-04-01
AU2005216022A1 (en) 2005-09-09
AU2005216022B2 (en) 2010-07-22
US20050183452A1 (en) 2005-08-25
EA200601542A1 (ru) 2007-02-27
WO2005081793A3 (en) 2006-10-19
WO2005081793A2 (en) 2005-09-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA020287B1 (ru) Способ удаления азота из потока, содержащего преимущественно метан
US8424340B2 (en) LNG system employing stacked vertical heat exchangers to provide liquid reflux stream
RU2607933C2 (ru) Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций
RU2414658C2 (ru) Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
AU2005299930B2 (en) Vertical heat exchanger configuration for LNG facility
RU2330223C2 (ru) Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа
RU2241181C2 (ru) Способ ожижения газообразного вещества (варианты) и устройство для его осуществления (варианты)
EA013234B1 (ru) Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа
US20070283718A1 (en) Lng system with optimized heat exchanger configuration
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
RU2750778C2 (ru) Система и способ сжижения смешанным хладагентом
US9335091B2 (en) Nitrogen rejection unit
US20080115530A1 (en) Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an lng facility
CN113865266A (zh) 液化系统

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM