MXPA99011347A - Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural - Google Patents

Abstract

Estáinvención se refiere a un proceso para licuar una corriente de gas presurizado (10) rica en metano con un intercambiador térmico que es enfriado por un sistema de refrigeración en cascada para producir un producto liquido rico (20) en metano que tiene una temperatura por arriba de aproximadamente -112§C (-170§F). En este proceso, una corriente de gas presurizado (10) se introduce en contacto de intercambio térmico con un primer ciclo (32) refrigerants que comprende por lo menos una etapa de refrigeración (30-31) mediante la cual la corriente de gas es enfriada contra una primera porción de un primer refrigerante para producir una corriente de gas enfriada. La corriente de gas enfriada es introducida después en contacto de intercambio térmico con un segundo ciclo (33) refrigerants que comprende por lo menos una etapa de refrigeración (37-39) mediante la cual la temperatura de la corriente de gas enfriada se enfría para producir una corriente rica en metano licuificada (20) que tiene una temperatura por arriba de aproximadamente -112§C (-170§F) y una presión suficiente para que la corriente liquida estéen o por debajo de su punto de fusión.

Description

PROCESO DE REFRIGERACIÓN EN CASCADA MEJORADO PARA LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL Esta invención se refiere a un proceso de licuefacción de gas natural, y más particularmente se refiere a un proceso para producir gas natural liquido presurizado (PLNG) . Debido a sus cualidades de quemado limpio y conveniencia, el gas natural se ha utilizado ampliamente en los años recientes. Muchas fuentes de gas natural se ubican en áreas remotas, a grandes distancias de cualquiera de los mercados comerciales para el gas. Algunas veces la tubería está disponible para transportar del gas natural producido hacia un mercado comercial. Cuando la transportación de tubería no es viable, el gas natural producido es frecuentemente procesado en gas natural licuificado (el cual es se llama "LNG") para transportar al mercado. Una de las características distintivas de una planta LNG es la gran inversión de capital requerida para la planta. El equipo utilizado para licuar gas natural generalmente es muy costoso. La planta de licuificado está conformada de varios sistemas básicos, incluyendo tratamiento de gas para remover impurezas, licuefacción, refrigeración, instalaciones de energía y las instalaciones de almacenamiento y carga de embarque. En tanto que el costo de una planta " LNG puede variar ampliamente dependiendo de la ubicación de la planta, un proyecto LNG convencional puede costar desde $ 5 mil hasta $ 10 mil millones de dólares, incluyendo los costos de desarrollo de campo. Los sistemas de refrigeración de la planta pueden sumar hasta el 30 por ciento del costo. En el diseño de una planta LNG, tres de las consideraciones más importantes son (1) la selección del ciclo de licuefacción, (2) los materiales utilizados en los recipientes, tubería y otro equipo, y (3) las etapas de proceso para convertir la corriente de alimentación de gas natural en LNG. Los sistemas de refrigeración LNG son costosos debidos a que se requiere mucha refrigeración para licuar el gas natural. Una corriente de gas natural típica entra a una planta LNG a presiones desde aproximadamente 4,830 kPa (700 psia) a aproximadamente 7,600 kPa (1,100 psia) y temperaturas de aproximadamente 20°C (68°F), a aproximadamente 40°C (104°F) . El gas natural, el cual es predominantemente metano, no puede licuarse incrementando simplemente la presión, como es el caso con los hidrocarburos más pesados utilizados para propósitos de energía. La temperatura crítica del metano es -82.5°C (-116.5°F) . Esto significa que el metano solamente puede licuarse por debajo de esa temperatura a pesar de la presión aplicada. Ya que el gas natural es una mezcla de gases, se licúa sobre una amplia gama de temperaturas. La temperatura crítica de gas natural está entre aproximadamente -85°C (-121°F) y -62°C (-80°F) . Típicamente, las composiciones de gas natural a presión atmosférica se licuarán en el rango de temperatura de entre aproximadamente -165°C (-265°F) y -155°C (-247°F) . Ya que el equipo de refrigeración representa una parte significativa del costo de instalación LNG, se ha hecho un esfuerzo considerable para reducir los costos de refrigeración. Aunque muchos ciclos de refrigeración se han utilizado para licuar gas natural, los tres tipos utilizados de manera más común en las plantas LNG en la actualidad son: (1) "ciclo de expansor" el cual expande gas desde una presión elevada a una presión baja con una reducción correspondiente en la temperatura (2) "ciclo de refrigeración de componentes múltiples" los cuales utilizan un refrigerante de componentes múltiples en intercambiadores especialmente diseñados, y (3) "ciclo de cascada" el cual utiliza múltiples refrigerantes de componente individual en intercambiadores térmicos dispuestos progresivamente para reducir la temperatura del gas a una temperatura de licuefacción. La mayor parte de los ciclos de licuefacción de gas natural utilizan variaciones o combinaciones de estos tres tipos. El sistema en cascada utiliza generalmente dos o más ciclos de refrigeración en los que el refrigerante expandido de una etapa se usa para condensar el refrigerante comprimido en la siguiente etapa. Cada etapa sucesiva utiliza un refrigerante más volátil, más ligero que cuando se expande, proporciona un menor nivel de refrigeración y por lo tanto es capaz de enfriar a una menor temperatura. Para disminuir la potencia requerida por los compresores, cada ciclo de refrigeración se divide típicamente en varias etapas de presión (tres o cuatro etapas son comunes) . Las etapas de presión tienen el efecto de dividir el trabajo de refrigeración en varias etapas de temperatura. El propano, etano, etileno y metano son refrigerantes utilizados de manera común. Ya que el propano puede condensarse a una presión relativamente baja mediante enfriadores de aire a enfriadores de agua, el propano normalmente es el refrigerante de la primera etapa. El etano o el etileno se pueden utilizar como el refrigerante de la segunda etapa. La condensación del etano que sale del compresor de etano requiere un enfriador de baja temperatura. El propano proporciona esta función de refrigerante de baja temperatura. De manera similar, si el metano se utiliza como un refrigerante de etapa final, el etano se usa para condensar el metano que sale del compresor de metano. El sistema de refrigeración de propano por lo tanto se usa para enfriar el gas de alimentación y para condensar el refrigerante de etano y el etano se usa para enfriar el gas de alimentación y para condensar el refrigerante de metano.

Los materiales usados en las plantas LNG convencionales contribuyen también al costo de la planta. Los recipientes, tubería y otro equipo utilizados en las plantas LNG están construidos normalmente, por lo menos en parte a partir de aluminio, acero inoxidable o acero con alto contenido de níquel para proporcionar la resistencia y tenacidad a la fractura necesarias a baja temperatura. En las plantas LNG convencionales, el agua, dióxido de carbono, los compuestos que contienen azufre, tales como sulfuro de hidrógeno y otros gases ácidos, n-pentano e hidrocarburos pesados, incluyendo benceno, deben removerse sustancialmente del procesamiento de gas natural, por debajo de niveles de partes por millón (ppm) . Algunos de estos compuestos se congelarán, provocando problemas de atascamiento en el equipo de proceso. Otros compuestos tales como aquellos que contienen azufre, son removidos típicamente para cubrir las especificaciones de ventas. En una planta LNG convencional, el equipo de tratamiento de gas se requiere para remover el dióxido de carbono y los gases ácidos. El equipo de tratamiento de gas normalmente utiliza un proceso regenerativo de solvente químico y/o físico y requiere una inversión de capital significativa. Así mismo, los costos de operación son altos. Los deshidratados de lecho seco, tales como tamices moleculares, se requieren para remover el vapor de agua. Una columna de lavado y equipo de fraccionamiento se utilizan normalmente para remover los hidrocarburos que tienden a provocar problemas de atascamiento. También se remueve el mercurio en una planta LNG convencional, ya que puede provocar fallas en el equipo construido con aluminio. Además, una gran porción del nitrógeno que puede estar presente en el gas natural se remueve después del procesamiento, ya que el nitrógeno no permanece en la fase líquida durante el transporte de LNG convencional y tiene vapor de nitrógeno en recipientes LNG en el punto de suministro lo que es indeseable. Existe una necesidad continua en la industria para un proceso mejorado para licuar gas natural que reduzca al mínimo la cantidad de equipo de refrigeración y los caballos de fuerza de proceso requeridos. Esta invención se refiere generalmente a un proceso de licuefacción de una corriente de gas de alimentación rico en metano y que tiene una presión inicial por encima de aproximadamente 3,100 kPa (450 psia) . La refrigeración primeramente para condensar el gas natural es mediante ciclos de refrigeración de cascada, preferiblemente solamente dos ciclos. El gas natural es entonces presurizado y expandido mediante medios de expansión de presión adecuados para producir un producto líquido rico en metano que tiene una temperatura de aproximadamente arriba" de -112°C (-170°F) y la presión suficiente para que el producto líquido esté en o debajo de su punto de burbujeo. El proceso de esta invención puede condensar también el vapor de parte evaporada producido por un gas natural líquido presurizado. Si el gas natural contiene hidrocarburos más pesados que el metano y si se desea remover los hidrocarburos más pesados, puede agregarse al proceso un proceso de fraccionamiento. El método de la presente invención se puede utilizar para la licuefacción inicial de un gas natural en la fuente de suministro para almacenamiento o transportación y para volver a licuar el vapor de gas natural surgido durante el almacenamiento y la carga de embarque. En consecuencia, un objeto de esta invención es proporcionar un sistema de licuificado mejorado para la licuefacción o re-licuefacción del gas natural. Otro objeto de la invención es proporcionar un sistema de licuefacción mejorado en donde se requiere sustancialmente menos potencia de compresión que en los sistemas de la técnica anterior. Un objeto adicional de la presente invención es proporcionar un proceso de licuefacción mejorado que es económico y eficiente para la operación. La refrigeración de temperatura muy baja del proceso LNG convencional es muy costosa comparada con la refrigeración relativamente moderada necesaria en la producción de PLNG de acuerdo con la práctica de esta invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención y sus desventajas se comprenderán mejor mediante referencia a la siguiente descripción detallada y las Figuras anexas, las cuales son diagramas de flujo esquemáticos de modalidades representativas de esta invención. La Figura 1 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad del proceso de esta invención que muestra un sistema de refrigeración en cascada de dos ciclos para producir PLNG. La Figura 2 es un diagrama de flujo esquemático de una segunda modalidad de esta invención que ilustra un proceso para condensar el gas de parte evaporada y remover los hidrocarburos más pesados. La Figura 3 es un diagrama de flujo esquemático de una tercera modalidad de esta invención. Los diagramas de flujo ilustrados en las Figuras presentan varias modalidades de la práctica del proceso de esta invención. Las Figuras no están destinadas a excluir del alcance de la invención otras modalidades que son el resultado de modificaciones normales y esperadas de las modalidades específicas. Los subsistemas requeridos tales como bombas, válvulas, mezcladores de corriente de flujo, sistemas de control y sensores se han omitido de las figuras para fines de simplicidad y claridad de la presentación.

La presente invención utiliza un sistema de refrigeración de cascada para licuefacción de gas natural mediante expansión de presión para producir un producto líquido rico en metano que tiene una temperatura de aproximadamente -112°C (-170°F) y una presión suficiente para que el producto líquido esté en, o por debajo de su punto de burbujeo. El producto rico en metano en mencionado en ocasiones en esta descripción como gas natural líquido presurizado ("PLNG") . El término "punto de burbujeo" es la temperatura y presión a la que un líquido empieza a convertirse en gas. Por ejemplo, si un cierto volumen de PLNG mantiene una presión constante, pero se incrementa la temperatura, la temperatura a la que empieza el burbujeo del gas para formarse en, PLNG es el punto de burbujeo. De manera similar, si un cierto volumen de PLNG se mantiene a una temperatura constante, pero se reduce la presión, la presión en la que el gas empieza a formarse define el punto de burbujeo. En el punto de burbujeo la mezcla es el líquido satµrado . Utilizar un sistema de refrigeración en cascada de acuerdo a la presente invención requiere menos energía para licuar el gas natural que los procesos de refrigeración de cascada utilizados en el pasado y el equipo utilizado en el proceso de esta invención puede hacerse de materiales menos costosos. En comparación, los procesos de la técnica anterior que producen LNG a presiones atmosféricas que tienen temperaturas tan bajas como -160°C (-256°F) requieren equipo de proceso hecho de materiales costosos para operación segura . La energía necesaria para licuar el gas natural en la práctica de esta invención se reducen enormemente sobre los requerimientos de energía de una planta LNG convencional. La reducción en la energía de refrigeración necesaria requerida para el proceso de la presente invención resulta en una gran reducción en costos de capital, proporcionalmente menores costos de operación, y eficiencia y confiabilidad incrementadas, aumentando enormemente de esta manera la economía de la producción de gas natural licuificado. A las presiones y temperaturas de operación de la presente invención, se puede usar acero con aproximadamente 3.5 por ciento en peso de níquel en las tuberías e instalaciones en las áreas de operación más frías del proceso de licuefacción, considerando que el níquel al 9 por ciento en peso o el aluminio se requieren generalmente para el mismo equipo en un proceso convencional LNG. Esto proporciona otra reducción de costo significativa para el proceso de esta invención comparado con los procesos de la técnica anterior LNG. La primera consideración en el procesamiento criogénico del gas natural es la contaminación. Las existencias de alimentación de gas natural adecuadas para el proceso de esta invención pueden comprender el gas natural obtenido a partir de pozos de petróleo crudo (gas asociado) o a partir de pozos de gas (sin gas asociado) . La composición del gas natural puede variar significativamente. Como se usa en la presente, una corriente de gas natural contiene metano (Ci) como un componente principal. El gas natural contiene normalmente etano (C2) , hidrocarburos superiores (C3+) , y cantidades menores de contaminantes tales como agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, butano, hidrocarburos de seis o más átomos de carbono, polvo, sulfuro de hierro, cera, y aceite crudo. Las solubilidades de esos contaminantes varían con la temperatura, presión y composición. Las temperaturas criogénicas C02, dióxido de carbono, agua y otros contaminantes pueden formar sólidos, que pueden atascar los pasajes de flujo en los intercambiadores térmicos criónicos. Estas dificultades potenciales pueden evitarse retirando tales contaminantes y las condiciones dentro de su componente puro, y se anticipan los límites de fase de presión-temperatura de fase sólida. En la siguiente descripción de la invención se asume que la corriente de gas natural ha sido tratada de manera adecuada para remover los sulfuros y el dióxido de carbono y se seca para remover el agua utilizando procesos convencionales y bien conocidos para producir una corriente de gas natural "desazufrada y seca". Si la corriente de gas natural contiene hidrocarburos pesados que pudieran congelarse durante la licuefacción o si los hidrocarburos pesados no se desean en el PLNG, el hidrocarburo pesado puede removerse mediante proceso de fraccionamiento antes de producir el PLNG como se describe con mayor detalle a continuación. Una ventaja de la presente invención es que las temperaturas de operación más elevadas permiten que el gas natural tenga niveles de concentración más alto de componentes congelables de lo que sería posible en un proceso LNG convencional. Por ejemplo, en una planta convencional LNG que produce LNG a -160°C (-256°F) el C02 debe estar por debajo de aproximadamente 50 ppm para evitar problemas de congelación. En comparación, al mantener las temperaturas de proceso por arriba de aproximadamente -112°C (-170°F) , el gas natural puede contener C02 a niveles tan altos como de aproximadamente 1.4% en moles de C02 a temperaturas de -112°C ( -110 ° F) y aproximadamente 4.2% a -95°C (-139°F) sin provocan problemas de congelación en el proceso de licuefacción de esta invención. Adicionalmente, las cantidades moderadas de nitrógeno en el gas natural no necesitan removerse en el proceso de esta invención, debido a que el nitrógeno permanecerá en la fase líquida con los hidrocarburos licuifícados a las presiones y temperaturas de operación de la presente invención. La capacidad para reducir, o en algunos casos omitir, el equipo requerido para el tratamiento de gas y la expulsión de nitrógeno cuando la composición de gas natural lo permite, proporciona significativas ventajas técnicas y económicas. Estas y otras ventajas de la invención se comprenderán mejor mediante referencia en las Figuras. Haciendo referencia a la Figura 1, la corriente de alimentación de gas natural presurizado 10 entra preferiblemente al proceso de licuefacción a una presión de aproximadamente 1,724 kPa (250 psia) y de manera más preferible sobre aproximadamente 4,827 kPa (700 psi) y preferiblemente a temperaturas por debajo de aproximadamente 40°C (104°F), sin embargo, se pueden usar diferentes presiones y temperaturas, si se desea, y el sistema puede modificarse apropiadamente en consecuencia por parte de las personas con experiencia ordinaria en la técnica tomando en cuenta las enseñanzas de la invención. Si la corriente de gas 10 está por debajo de aproximadamente 1,724 kPa (250 psia) puede ser presurizada a través de medios de compresión adecuados (no mostrados), que pueden comprender uno o más compresores. Un puente de alimentación 10 pasa a través de una serie de intercambiadores térmicos, preferiblemente dos intercambiadores térmicos 30 y 31, que son refrigerados por un primer ciclo de refrigeración 32. El ciclo de refrigeración 32 enfría la corriente de alimentación 10 en intercambiadores térmicos 30 y 31 y enfría el refrigerante en un segundo ciclo de refrigeración 33 que está corriente abajo en el proceso de licuefacción. El ciclo de ref igeración 33 enfría además el gas natural en una serie de intercambiadores térmicos, preferiblemente, tres intercambiadores térmicos 37, 38 y 39 como se muestra en la Figura 1. El diseño y operación de los ciclos de refrigeración 32 y 33 son bien conocidos para aquellos con experiencia en la técnica y los detalles de su operación se encuentran en la técnica anterior. El refrigerante en el primer ciclo de refrigeración preferiblemente es propano y el refrigerante en el segundo ciclo de refrigeración 33 es preferiblemente el etileno. Los ejemplos de sistema de refrigeración en cascada se describen en la patente Norteamericana 3,596,472; Plan t Processing of Na tural Gas , emitida por el Petroleum Extensión Service, The University of Texas at Austin TX (1974), y Harper, E. A. et al., Troubl e Free LNG, Chemical Engineering Progress, Vol. 71, No. 11 (1975) . Fuente de gas natural licuificado 19 que sale del último intercambiador térmico 39 de acuerdo con la práctica de esta invención tiene una temperatura por arriba de -112 °C (-170°F) y una presión suficiente para que el producto liquido esté en o debajo de su punto de burbujeo. Si la presión de la corriente 10 conforme sale de la última etapa del segundo ciclo de refrigeración es mayor que la presión necesaria para mantener la corriente 10 en una frase líquida, la corriente 10 puede opcionalmente ser pasada a través de uno o más medios de expansión, tales como la turbina hidráulica 40, para producir un producto PLNG a una menor presión pero que tenga una temperatura por arriba de aproximadamente -112°C (-170°F) y una presión suficiente para que el producto líquido esté en o debajo de su punto de burbujeo. El PLNG es enviado después (corriente 20) a un medio de transportación o almacenamiento adecuado 41 tal como una tubería adecuada o transportador tal como un buque PLNG, camión cisterna o carro de ferrocarril. La Figura 2 ilustra otra modalidad de la invención y en ésta y las modalidades ilustradas en las Figuras 1 y 3, las partes que tienen números similares de las mismas funciones de proceso. Aquellos con experiencia en la técnica reconocerán que el equipo de proceso de una modalidad a otra puede variar en tamaño y capacidad para manejar diferentes velocidades de flujo de fluido temperaturas y composiciones. Haciendo referencia a la Figura 2, una corriente de alimentación de gas natural entra al sistema a través de la línea 10 y pasa a través de los intercambiadores térmicos 30 y 31 que están refrigerados por un primer ciclo de refrigeración 32. El ciclo de refrigeración 32 enfría la corriente de alimentación 10 y enfría el refrigerante en un segundo ciclo de refrigeración 33 que esta corriente abajo en el proceso de licuefacción. Después de salir del último intercambiador térmico 31, la corriente de gas de alimentación 10 entra a un separador de fase convencional 34. Una corriente de líquido 11 que sale del fondo del separador y es pasada a un desmetanizador convencional 35. El desmetanizador produce una corriente superior de vapor 12 que es rica en metano y una corriente líquida inferior 13 que es predominantemente líquidos de gas natural (NGL) , principalmente etano, propano, butano, pentano e hidrocarburos más pesados. La corriente del fondo del desmetanizador 13 es pasada a una planta de fraccionamiento convencional 36, la operación general de la cual es conocida por aquellos con experiencia en la técnica la planta de fraccionamiento 36 puede comprender una o más columnas de fraccionamiento (no mostradas en la Figura 2) que separan la corriente inferior del líquido 13 en las cantidades predeterminadas de etano, propano, butano, pentano y hexano. Esos líquidos son retirados de la planta de fraccionamiento 36 como productos condensados, que son colectivamente ilustrados en la Figura 2 como la corriente 14. Las corrientes superiores de la planta de fraccionamiento 36 son ricas en metano y otros hidrocarburos ligeros. Esas corrientes superiores son mostradas colectivamente en la Figura 2 como en la corriente 15. La planta de fraccionamiento comprende preferiblemente múltiples columnas de fraccionamiento (no mostradas) tales como la columna de desetanizador que produce etano, una columna de despropanizador que produce propano, y una columna de desbutanizador que produce butano, el cual puede utilizarse como refrigerantes de conformación para el sistema de refrigeración en cascada (primero y segundo ciclos de refrigeración 32 y 33) o cualquier otro sistema de refrigeración adecuado. Las corrientes de conformación refrigerantes son ilustradas colectivamente en la Figura 2 mediante la línea 16. Aunque no se muestra en la Figura 2, si la corriente de alimentación 10 contiene altas concentraciones de C02 , uno o más de las corrientes de conformación de refrigerante puede necesitar ser tratadas para remover C02 para evitar los problemas de atascamiento potenciales en el equipo de refrigeración. Si la concentración de C02 en la corriente de alimentación excede de aproximadamente 3 por ciento en moles, la planta de fraccionamiento 36 preferiblemente incluirá un proceso de remoción de C02- La corriente rica en metano 17 del separador 34, la corriente rica en metano 12 del desmetanizador 35, y la corriente 15 de la planta de fraccionamiento 36 se combinan y pasan como corriente 18 a una serie de intercambiadores térmicos 37, 38 y 39 para licuar el gas natural. La refrigeración de los intercambiadores térmicos 37, 38 y 39 se proporciona mediante el segundo ciclo de refrigeración 33 antes descrito. Aunque los refrigerantes en el primer y segundo ciclos de refrigeración 32 y 33 circulan en un sistema de ciclo cerrado, si los refrigerantes se pierden a través de fugas, los refrigerantes de conformación pueden obtenerse a partir de la planta de fraccionamiento 36 (línea 16) . En el proceso de licuefacción mostrada en la Figura 2, solamente dos ciclos de un sistema en cascadas son necesarios para refrigerar la corriente de gas natural 10 de acuerdo con la práctica de esta invención. La corriente de gas natural licuificada 19 que sale del último intercambiador térmico 39 es pasada a través de uno o más medios de expansión, tales como la turbina hidráulica 40, para producir PLNG a una temperatura de aproximadamente -112 °C (-170 ° F) y una presión suficiente para que el producto líquido esté en o por debajo de su punto de burbujeo. El PLNG se envía después mediante de línea 20 hacia medios de almacenamiento adecuados 41. En el almacenamiento, transportación y manejo del gas natural licuificado, puede haber una considerable cantidad de parte evaporada, el vapor resultante de la evaporación de un gas natural licuificado. Esta invención es particularmente adecuada para licuar el vapor de la parte evaporada producido por PLNG. El proceso de esta invención de manera opcional volver a licuar tal vapor de parte evaporada. La referencia a la Figura 2, el vapor de parte evaporada puede introducirse al proceso de la invención a través de la línea 21. Opcionalmente como una porción de la corriente 21 puede ser retirada como corriente 22 y dirigida a través de un intercambiador térmico 42 para enfriar la corriente de vapor 18 y para calentar el gas de parte evaporada retirado para uso posterior como combustible para la planta de licuefacción. La porción restante de la corriente 21 es pasada a través de un compresor convencional 43 para comprimir el vapor de parte evaporada hasta aproximadamente la presión de la corriente de vapor 18 y se combina después con la corriente 18. La Figura 3 ilustra otra modalidad de la presente invención. El proceso ilustrado en la Figura 13 es similar al proceso descrito antes con respecto a la Figura 2 excepto que como muestra en la Figura 3 la corriente 18 es pasada a través de un compresor 44 y la corriente de vapor comprimida 18 es pasada después a través de intercambiadores térmicos 45 y 46 que son enfriados por refrigerante del primer ciclo de refrigeración 32. Como se ilustra en la Figura 3, el gas de parte evaporada puede finalmente introducirse a la corriente 18 después de que la corriente 18 ha sido enfriada por el primer ciclo de refrigeración 32 y antes de ser enfriada por el segundo ciclo de refrigeración 33. Por lo menos una porción de la corriente de vapor de parte evaporada 21 está comprimida por un compresor convencional 43 y el gas comprimido (corriente 23) es enfriada por un intercambiador térmico 42 que es enfriado por la corriente 22 la cual ha sido extraída de la corriente 21. La corriente 22 después de ser calentada por el intercambiador térmico 42 puede utilizarse como combustible en la planta de licuefacción. Aunque las Figuras 2 y 3 muestran el vapor de parte evaporada que es introducido al proceso de licuefacción en un punto después de las etapas de fraccionamiento y antes de las etapas de enfriamiento del segundo ciclo de refrigeración, en la práctica de esta invención el vapor de parte evaporada puede introducirse a la corriente de gas que se va a licuar en cualquier punto en el proceso antes del intercambiador 30 o después del intercambiador 39 y antes del expansor 40. Esta invención no está limitada a cualquier parte de intercambiador térmico, aunque debido a la economía, los intercambiadores de placa-aleta y los intercambiadores térmicos de caja refrigerante se prefiere. Preferiblemente todas las corrientes que contiene fases de líquido y vapor que son enviados a intercambiadores térmicos tiene las fases de líquido y vapor igualmente distribuidas a través del área de sección transversal de los pasajes a que entran. Para lograr esto se prefiere proporcionar aparatos de distribución para corriente de vapor y líquido individuales . Los separadores pueden agregarse a las corrientes de flujo de fase múltiple como se requiere para dividir las corrientes en corrientes de líquido y vapor. Tales separadores podrían agregarse al proceso ilustrado en las Figuras 2 y 3 antes de los intercambiadores térmicos 38 y 39. Ejemplo Un balance simulado de masa y energía se llevó a cabo para ilustrar las modalidades ilustradas en las Figuras, y los resultados se establecen en las Tablas a continuación. Los datos se obtuvieron utilizando un programa de simulación de proceso comercialmente disponible llamado HYSYS™, aunque, otros programas de simulación de proceso comercialmente disponibles se pueden usar para desarrollar los datos, incluyendo por ejemplo HYSYS™, PROII™, y ASPEN PLUS™, que son conocidos por aquellos con experiencia ordinaria en la técnica. Los datos presentados en la Tabla 1 están ofrecidos para proporcionar una mejor comprensión de la modalidad mostrada en la Figura 1, aunque la invención no esta considerada como innecesariamente limitada a los mismos. Las temperaturas y velocidades de flujo no se consideran como limitaciones sobre la invención que puede tener muchas variaciones en temperaturas y velocidades de flujo en vista de las enseñanzas de la presente. En esta modalidad, el primer ciclo refrigerante 32 es un sistema de propano, y el segundo ciclo de refrigeración 33 es un sistema de etileno. Los datos en la Tabla 2 se ofrecen para proporcionar una mejor comprensión de la modalidad mostrada en la Figura 2. En esta modalidad, el ciclo refrigerante 32 es un sistema de propano, y el ciclo de refrigeración segundo 33 es un sistema de etano. Utilizando el esquema de flujo de proceso básico mostrado en la Figura 1 y utilizando la misma composición de corriente de alimentación y temperatura, la potencia instalada total requerida para producir LNG (cerca de la presión atmosférica y a una temperatura de -160°C (-256°F) fue de más de dos veces del requerimiento de energía total instalada para producir PLNG utilizando la modalidad ilustrada en la Figura 1 1:177,927 kW(238,600 hp)para producir LNG contra 75,839 kW (101,700 hp) para producir PLNG. Esta comparación se ejecutó utilizando el simulador de proceso HYSYS™. Una persona experimentada en la técnica, particularmente alguien que tenga el beneficio de las enseñanzas de esta patente, reconocerá muchas modificaciones y variaciones al proceso específico antes descrito. Por ejemplo, una variedad de temperaturas y presiones se usan de acuerdo con la invención, dependiendo del diseño general del sistema y la composición del gas de alimentación. Así mismo, el tren de enfriamiento del gas de alimentación puede complementarse o reconfigurarse dependiendo de los requerimientos de diseño general para alcanzar el óptimo y los requerimientos de intercambio térmico eficientes. Como se describió anteriormente, las modalidades específicamente descritas y los ejemplos no deben usarse para limitar o restringir el alcance de la invención, el cual está determinado por las reivindicaciones y sus equivalentes.

TABLA 1 -fc-.

TABLA 1, continuación > Cp TABLA 2 > o.

TABLA 12, continuación Potencia

Claims (11)

1. REIVINDICACIONES 1. Un proceso para licuar una corriente de gas rica en metano presurizada caracterizado porque comprende las etapas de: a) introducir la corriente de gas dentro en contacto de intercambio térmico con un primer ciclo refrigerante que comprende por lo menos una etapa de refrigeración mediante la cual la temperatura de la corriente gas se reduce por intercambio térmico con una primera porción de un primer refrigerante para producir una corriente de gas enfriada; b) introducir la corriente de gas enfriada dentro de contacto de intercambio térmico con un segundo ciclo refrigerante que comprende por lo menos una etapa de refrigeración mediante la cual la temperatura de la corriente de gas enfriada se reduce adicionalmente por intercambio térmico con un segundo refrigerante para producir una corriente rica en metano licuificada, el segundo refrigerante que tiene un punto de ebullición menor del punto de ebullición del primer refrigerante y el segundo refrigerante que es parcialmente enfriado y condensado por el intercambio térmico con una segunda porción del primer refrigerante para producir un producto líquido a una temperatura por arriba de aproximadamente -112 °C (-170°F) y una presión suficiente para que la corriente licuificada este en o por debajo de su punto de burbujeo; c) introducir la corriente licuificada a medios de almacenamiento para almacenar a una temperatura por arriba de aproximadamente -112 °C (-170 °F) .
2. 2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además pasar al proceso del gas de parte evaporada que resulta de la evaporación del gas natural licuificado que tiene una temperatura por arriba de aproximadamente -112°C (-170°F) y una presión suficiente para que el producto líquido esté en o por debajo de su punto de burbujeo, el gas de parte evaporada que es por lo menos parcialmente licuificado por el proceso de licuefacción.
3. 3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además separar el gas de parte evaporada en una primera corriente y una segunda corriente, comprimiendo la primera corriente y pasando la primera corriente comprimida al proceso de licuefacción antes de por lo menos la última etapa de enfriamiento del segundo ciclo de refrigeración, la segunda corriente que es pasada a un intercambiador térmico para calentar la segunda corriente de parte evaporada y para enfriar la corriente de gas natural utilizando la segunda corriente de parte evaporada y calentada como combustible.
4. 4. El proceso de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque comprende introducir la primera corriente de gas de parte evaporada a la corriente de gas antes de la última etapa del segundo ciclo de refrigeración.
5. 5. El proceso de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además separar el gas de parte evaporada en una primera corriente y una segunda corriente, comprimir la prímera corriente y pasar la primera corriente comprimida a un intercambiador térmico, pasar a la segunda corriente a través del intercambiador térmico para calentar la segunda corriente y para enfriar la primera corriente comprimida, e introducir la primera corriente comprimida y enfriada a la corriente del gas natural antes de por lo menos la última etapa del segundo ciclo de refrigeración.
6. 6. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de gas contiene metano y componentes de hidrocarburos más pesados que el metano, que comprende además remover una porción predominante de los hidrocarburos más pesados para producir una corriente de vapor rica en metano y una corriente líquida en los hidrocarburos más pesados, la corriente de vapor entonces se lleva a licuefacción mediante el proceso de la reivindicación 1.
7. 7. El proceso de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la corriente de liquido rica en hidrocarburos más pesados es fraccionada adicionalmente produciendo vapor rico en etano que se combina con la corriente rica en metano de la reivindicación 1.
8. 8. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la licuefacción de la corriente de gas se ejecuta utilizando solamente dos ciclos de refrigeración cerrados en disposición en cascada.
9. 9. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de gas contiene metano y componentes de hidrocarburo, más pesados que el metano, que comprende además después de la etapa (a) las etapas "adicionales de remover una porción predominante de los hidrocarburos más pesados para reproducir una corriente de gas sustancialmente de hidrocarburos que tienen tres o más átomos de carbono, comprimir la corriente de vapor, enfriar de nuevo la corriente de vapor en por lo menos una etapa de refrigeración con una tercera porción del refrigerante del primer ciclo de refrigeración, y posteriormente continuar con la etapa (b) de la reivindicación 1.
10. 10. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de gas rica en metano presurizada tiene una presión por arriba de 3,103 kPa (450 psia) .
11. 11. Un proceso para licuar una corriente de gas natural que comprende las etapas de: (a) enfriar la corriente de gas natural mediante uno o más intercambiadores térmicos por medio de un primer ciclo de refrigeración del sistema de refrigeración en cascada que tiene dos ciclos; (b) pasar el gas natural enfriado a un separador de fase para producir una primera corriente de vapor y una corriente de líquido; (c) pasar la corriente de gas natural líquido a un desmetanizador para producir una segunda corriente de vapor y una segunda corriente de líquido; (d) pasar la segunda corriente de líquido a un planta de fraccionamiento para producir el producto condensado, el refrigerante de conformación y una tercera corriente de vapor; (e) combinar la primera corriente de vapor, la segunda corriente de vapor, y la tercera corriente de vapor y pasar la corriente de vapor combinada a uno o más intercambiadores térmicos enfriados por un segundo ciclo de refrigeración del sistema de refrigeración en cascada hasta licuar por lo menos parcialmente la corriente de vapor combinada; y (f) pasar la corriente de vapor combinada de la etapa (e) a un medio de expansión para producir gas natural licuificado que tiene un temperatura por arriba de aproximadamente -112°C (-170°F) y una presión suficiente para que el producto líquido esté en o por debajo de su punto de burbuj eo .