Способ сжижения углеводородного сырьевого потока и система для его осуществления
Изобретение относится к газовой промышленности. Представлены система и способ для комплексного удаления тяжелых углеводородов в системе сжижения с источником обедненного природного газа. Для охлаждения потока пара верхнего погона частично сконденсированным потоком предусмотрен экономайзер, расположенный между основным криогенным теплообменником и сборником-сепаратором флегмы. Кроме того, давление сырьевого потока природного газа поддерживается в скрубберной колонне. Перепад давления обеспечивается клапаном, расположенным между экономайзером и сборником-сепаратором флегмы, на частично сконденсированном потоке, выводимом с холодного конца теплой секции основного криогенного теплообменника. Техническим результатом является повышение эффективности сжижения. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к способу и системе для выделения тяжелых углеводородов из сырьевого потока природного газа и его сжижения.
[0002] Удаление тяжелых углеводородов (также называемых здесь «ТУВ»), таких как углеводороды С6+ (углеводороды, имеющие 6 или более атомов углерода) и ароматические соединения (например, бензол, толуол, этилбензол и ксилолы), из природного газа перед его сжижением часто желательно, чтобы избежать замерзания этих компонентов в основном криогенном теплообменнике (также называемом здесь «ОКТО»). Углеводороды C2 C5+ (углеводороды, имеющие 2-5 или более атомов углерода), также называемые в этой области техники как газоконденсатные жидкости (ГКЖ), также обычно выделяют из природного газа, поскольку они имеют относительно высокую рыночную стоимость.
[0003] Сырье природного газа обычно забирается из обычных резервуаров природного газа, а также из резервуаров для нетрадиционного газа, такого как сланцевый газ, сжатый газ и метан угольного пласта. Сырьевой поток «обогащенного» природного газа относится к потоку, имеющему относительно высокую концентрацию компонентов ГКЖ (например, более 3 мол.%). Традиционно удаление ТУВ из потока обогащенного природного газа включало либо автономную предварительную экстракцию ГКЖ из природного газа, либо систему скрубберной колонны, встроенную в процесс сжижения. В связи с тем, что предварительная экстракция ГКЖ является относительно сложным процессом, включающим большое количество оборудования, ее обычно выполняют независимо от процесса сжижения.
[0004] На фигуре 1 схематично изображено известное устройство предшествующего уровня техники для системы удаления тяжелых углеводородов 130, в которой используется скрубберная колонна 136 и которая интегрирована в процесс сжижения сырьевого потока 102 природного газа. Сырьевой поток 102 поступает из источника 101 природного газа, который обычно имеет температуру окружающей среды в диапазоне 0-40°C. Сырьевой поток 102 предварительно охлаждают в экономайзере 132 до подходящей температуры (обычно ниже 0°C), затем понижают давление в клапане Джоуля-Томсона 134 до давления, ниже критического давления природного газа в сырьевом потоке 102. Критическое давление сырьевого потока варьирует в зависимости от его состава. Например, критическое давление метана составляет 46,4 бар (4,64 МПа), в то время как сырьевой поток обедненного природного газа, который содержит низкое количество компонентов C2-C5 (например, меньше 1 мол.%), может иметь критическое давление, равное приблизительно 50 бар (5 МПа). Чем выше содержание C2-C5, тем выше критическое давление.
[0005] Предварительно охлажденный и пониженный в давлении природный газ затем вводят в скрубберную колонну 136 через впуск 135, расположенный в среднем положении в скрубберной колонне 136. Скрубберная колонна 136 разделяет входящий природный газ на обогащенный метаном поток пара верхнего погона 139 и поток кубовой жидкости 140, который обогащен углеводородами, более тяжелыми, чем метан. Поток пара верхнего погона 139 выводят из верхней секции 137 скрубберной колонны 136 (выше впуска 135), а поток кубовый жидкости 140 выводят из нижней секции 138 скрубберной колонный 136 (ниже впуска 135). Верхняя секция 137 также известна в этой области техники как ректификационная секция дистилляционной колонны, а нижняя секция 138 также известна в этой области техники как отпарная секция дистилляционной колонны. Граница между верхней секцией 137 и нижней секцией 138 зависит от местоположения впуска 135. Каждая из верхней и нижней секций 137, 138 может быть заполнена структурной насадкой или изготовлена с тарелками для противоточного контакта потоков жидкости и пара внутри скрубберной колонны 136. Скрубберная колонна 136 часто присоединена к специальному ребойлеру 142, который нагревает поток жидкости 141 из куба колонны, чтобы подать поток отпарного газа 143 в нижнюю секцию 138 скрубберной колонны 136.
[0006] Поток пара верхнего погона 139 затем нагревают в холодной стороне экономайзера 132 сырьевым потоком 102. Нагретый поток пара верхнего погона 144 затем проходит в теплый конец теплой секции (теплого трубного пучка) 114 спирально-витого основного криогенного теплообменника (ОКТО) 110, в котором пар частично конденсируется. Частично сконденсированный поток 145 затем выводят из теплой секции 114 и разделяют в сборнике-сепараторе флегмы 150 на жидкую и паровую фазы с получением потока жидкости 154 и потока пара 151. Поток жидкости 154 затем отбирают посредством гидравлического насоса 155 и возвращают в верхнюю секцию 137 скрубберной колонны 136 как поток флегмы 156, который обеспечивает орошение колонны, необходимое для эффективной работы скрубберной колонны 136 и для вымывания тяжелых углеводородов из сырьевого газа. Поток пара 151 проходит до середины секции 115 ОКТО 110, где поток пара дополнительно охлаждается и сжижается. Затем поток пара переохлаждается в холодной секции 116 ОКТО 110 с образованием потока продукта 103. Поток продукта 103 может быть мгновенно испарен при прохождении через клапан понижения давления 105, чтобы получить поток продукта пониженного давления 106, который затем хранят. Такое хранение представлено на Фигуре 1 как емкость для хранения СПГ 104.
[0007] Поток кубовой жидкости 140 из скрубберной колонны 136, который обогащен ГКЖ и ТУВ, можно использовать как топливо или расширить до частичного испарения потока, а затем отправить на фракционирование (не показано), где отдельные компоненты ГКЖ можно выделить.
[0008] В этом варианте воплощения изобретения охлаждение, используемое для превращения сырьевого газа 102 в поток сжиженного продукта 103, обеспечивается циклом с замкнутым одноконтурным охлаждением смешанным хладагентом (ОСХ, SMR) 160. Термин «смешанный хладагент» также обозначается здесь как «СХ». Как показано на Фигуре 1, теплый поток СХ 161 выводят с теплого конца 111 ОКТО 110 и затем направляют во входной сепаратор 162. Теплый поток СХ 163 затем выходит из входного сепаратора 162 в компрессор СХ низкого давления 164, где его сжимают с образованием потока СХ среднего давления 165. Затем поток СХ среднего давления 165 охлаждают во вторичном охладителе 166, чтобы получить охлажденный поток СХ среднего давления 167, который разделяют на фазы в фазовом сепараторе СХ низкого давления 168. Поток пара 170 из фазового сепаратора СХ низкого давления 168 дополнительно сжимают в компрессоре СХ высокого давления 171, и выходящий поток 172 охлаждают во вторичном охладителе 173. Охлажденный поток СХ 174 частично конденсируют и разделяют на фазы в фазовом сепараторе СХ высокого давления 175.
[0009] Жидкий поток смешанного хладагента низкого давления (или СХЖНД) 169 из фазового сепаратора 168 дополнительно охлаждают в теплой секции 114 ОКТО 110 в контуре охлаждения 120a, выводя как поток 121b с холодного конца теплой секции 114, затем мгновенно испаряют до низкого давления, пропуская через клапан Джоуля-Томсона 122b, чтобы обеспечить часть холодоснабжения, требуемого в теплой секции 114 ОКТО 110.
[0010] Поток пара смешанного хладагента высокого давления (или СХПВД) 177 и поток жидкого смешанного хладагента высокого давления (или СХЖВД) 176 из сепаратора теплого СХ высокого давления 175 также дополнительно охлаждают пропусканием через теплый трубный пучок 114 ОКТО 110 в контурах охлаждения 118a, 119a, соответственно. Поток СХЖВД 176 выходит с холодного конца теплого пучка 114 как поток 121a и дросселирует через клапан Джоуля-Томсона 122a, чтобы обеспечить часть холодоснабжения, требуемого в теплой секции 114 ОКТО 110.
[0011] Поток СХПВД 177, выходящий из теплой секции ОКТО, частично конденсируется до потока 178 и разделяется на фазы в сепараторе холодного СХ 179. Поток жидкого холодного смешанного хладагента (или ХСХЖ) 181 из сепаратора холодного СХ 179 затем переохлаждают в средней секции 115 ОКТО 110 в контуре холодоснабжения 119b. Поток переохлажденного ХСХЖ выходит из средней секции 115 как поток 124 и понижается в давлении в клапане Джоуля-Томсона 125. Полученный поток СХ низкого давления 126 входит в межтрубное пространство средней секции 115 ОКТО 110, чтобы обеспечить часть холодоснабжения, требуемого в средней секции 115 ОКТО 110. Поток пара холодного смешанного хладагента (или ХСХП) 180 из сепаратора холодного СХ 179 сжижают и переохлаждают в средней секции 115 и холодной секции 116 ОКТО 110 через контуры холодоснабжения 118b, 188c. Поток переохлажденного СХ 127 выходит с холодной секции 116 и понижается в давлении через клапан Джоуля-Томсона 128. Полученный поток СХ низкого давления 129 входит в межтрубное пространство ОКТО 110 на холодном конце холодной секции 116 и распределяется по холодной секции 116, чтобы обеспечить холодоснабжение холодной секции 116 ОКТО 110. В этом варианте воплощения изобретения потоки СХ низкого давления 123, 126 и 129 вместе обеспечивают все холодоснабжение, требуемое в ОКТО 110. Поток СХ низкого давления 161, выходящий из нижней части ОКТО 110 как перегретый пар, собирают во входном сепараторе 162, тем самым завершая замкнутый контур цикла.
[0012] В случае удаления ТУВ из потока природного газа скрубберная колонна может быть эффективной в удалении всех компонентов тяжелых углеводородов из потока. Одним недостатком систем удаления тяжелых углеводородов 130 предшествующего уровня техники, таких как система, описанная выше и изображенная на Фигуре 1, является то, что для осуществления фазового разделения газ-жидкость система должна работать при давлениях, которые ниже, чем критическое давление подачи природного газа. Это не представляет проблемы для системы, в которой сырьем является богатый природный газ, например, сырьевой газ, содержащий более 4 мол.% компонентов С2-С5, поскольку критическое давление сырьевого газа может быть выше, чем давление, при котором сырьевой газ поступает. Поэтому нет необходимости понижать давление сырьевого газа перед введением его в скрубберную колонну.
[0013] Однако для относительно обедненного сырьевого газа, например, сырьевого газа, содержащего 2-4 мол.% компонентов С2-С5, удаление ТУВ-компонентов, используя традиционную схему со скрубберной колонной, становится проблематичным и часто требует значительного снижения давления сырьевого газа, чтобы дистилляционная колонна работала при давлении ниже критического давления сырьевого газа. Обычно такое снижение давления сырьевого газа осуществляют на впуске в скрубберную колонну (например, клапан 134 на Фигуре 1). Это снижение давления часто приводит к рабочему для скрубберной колонны давлению, что снижает эффективность процесса сжижения природного газа.
[0014] Кроме того, стабильная работа скрубберной колонны требует достаточного количества жидкости (то есть флегмы) для поддержания желаемого расходного паросодержания внутри колонны, что позволяет избежать «высыхания» колонны и обеспечивает надлежащую эффективность разделения. Для очень обедненного сырьевого газа, например, сырьевого газа, содержащего менее 2 мол.% компонентов С2-С5, количество производимой флегмы значительно уменьшается, а конструкция и работа колонны становятся очень сложными и неэффективными.
[0015] В случае процесса ОСХ, как показано на Фигуре 1, также следует отметить, что сепаратор холодного СХ 179 и сборник-сепаратор флегмы 150, оба, принимают потоки с холодного конца теплой секции 114 ОКТО 110 и поэтому работают почти при одинаковой температуре (например, в пределах 5°C друг от друга). Температура сепаратора холодного СХ 179 также влияет на разделение состава между потоком ХСХП 180 и потоком ХСХЖ 181, в то время как рабочая температура фазового сепаратора 50 влияет на количество жидкой флегмы в потоке флегмы 156 и, следовательно, на эффективность удаления ТУВ в скрубберной колонне 136. Связь между рабочими температурами сепаратора холодного СХ 179 и сборником-сепаратором флегмы 150 в традиционной системе скрубберной колонны приводит к значительным компромиссам между эффективностью удаления ТУВ и эффективностью цикла смешанного хладагента. В случае обедненного сырьевого газа, чтобы обеспечить достаточно флегмы для эффективного удаления ТУВ в скрубберной колонне 136, в теплой секции 114 ОКТО 110, возможно, придется охладить сырьевой газ (контур 117a) до температуры минус 70°C. Если используются традиционная конфигурация скрубберной колонны и процесс сжижения ОСХ, то сепаратор холодного СХ 179 должен работать при аналогичной температуре, что значительно снижает эффективность сжижения. Другой способ сжижения, такой как двухконтурное охлаждение смешанным хладагентом (ДСХ) и расширительный цикл с азотом, могут иметь такое же «парное» ограничение, как и цикл ОСХ, то есть температура на выпуске из теплой секции влияет как на эффективность удаления ТУВ, так и на эффективность цикла охлаждения.
[0016] Наконец, когда в скрубберной колонне 136 предусмотрена отпарная секция, то используется специальный ребойлер 142 для нагревания кубовой жидкости и обеспечения отпарного газа и тепловой нагрузки для нижней секции 138 скрубберной колонны 136. Специальный ребойлер 142 требует для работы нагрев от внешнего источника тепла, такого как топочный мазут или пар. Затем системе необходимо дополнительное охлаждение, чтобы она компенсировала тепловую нагрузку, что может привести к снижению эффективности сжижения.
[0017] Исходя из вышесказанного, существует потребность в системе сжижения природного газа, имеющей интегрированную систему для удаления тяжелых углеводородов, которая может обрабатывать сырьевой поток обедненного природного газа без существенного снижения эффективности сжижения, которое имеет место в известном уровне техники.
Известное устройство предшествующего уровня техники, как описано выше, для системы удаления тяжелых углеводородов, в которой используется скрубберная колонна и которая интегрирована в процесс сжижения сырьевого потока природного газа, является, например, устройство, изображенное на фиг. 2 из WO 2015/098125 А1.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0018] Раскрытие изобретения предназначено для выборочного представления понятий в упрощенной форме, которые далее изложены в подробном описании. Данное раскрытие изобретения не предназначено для определения ключевых характеристик или существенных признаков заявленного предмета изобретения и не предназначено для ограничения объема заявленного предмета изобретения.
[0019] Описанные варианты воплощения изобретения, как изложено ниже и как определено последующей формулой изобретения, включают усовершенствования к способам и системам удаления ТУВ, используемым как часть процесса сжижения обедненного природного газа. Раскрытые варианты воплощения изобретения удовлетворяют потребностям в данной области техники, позволяя подаваемому газу оставаться при более высоком давлении (и, следовательно, улучшая эффективность сжижения), при обеспечении достаточного количества флегмы для скрубберной колонны и эффективного удаления ТУВ.
[0020] Несколько конкретных аспектов систем и способов настоящего изобретения изложены ниже.
[0021] Аспект 1: Способ, включающий:
(а) выполнение последовательности сжатия в замкнутом контуре на теплом потоке первого хладагента, выводимом с теплой стороны основного теплообменника, при этом последовательность сжатия включает сжатие и охлаждение теплого потока первого хладагента для получения по меньшей мере одного охлажденного сжатого потока первого хладагента;
(б) выведение сырьевого потока природного газа из источника подачи природного газа при давлении в источнике;
(в) введение сырьевого потока природного газа в скрубберную колонну при давлении в скрубберной колонне, имеющей верхнюю и нижнюю секции;
(г) разделение сырьевого потока природного газа в скрубберной колонне на обогащенную метаном паровую фракцию, отбираемую как первый поток пара верхнего погона с верха скрубберной колонны, и обогащенную тяжелыми углеводородами фракцию, отбираемую как первый поток кубовой жидкости из куба скрубберной колонны;
(д) выведение первого потока кубовой жидкости из скрубберной колонны, при этом поток кубовой жидкости является потоком природного газа, обогащенным тяжелыми углеводородами;
(е) выведение первого потока пара верхнего погона из скрубберной колонны, при этом поток пара кубовой жидкости является потоком природного газа, обогащенным метаном;
(ж) введение на теплом конце теплой секции основного теплообменника первого потока пара верхнего погона в контур природного газа и каждого из по меньшей мере одного охлажденного и сжатого потока первого хладагента в контур охлаждения;
(з) по меньшей мере в одном из контуров охлаждения, выведение и снижение давления потока верхнего погона хладагента с получением потока верхнего погона хладагента пониженного давления и введение потока верхнего погона хладагента пониженного давления в холодную сторону основного теплообменника;
(и) обеспечение косвенного теплообмена между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника;
(к) получение потока продукта из контура природного газа на холодном конце основного теплообменника, причем поток продукта является, по меньшей мере частично, сжиженным;
(л) выведение потока частично сконденсированного природного газа из контура природного газа на холодном конце теплой секции основного теплообменника;
(м) снижение давления потока частично сконденсированного природного газа с образованием потока частично сконденсированного природного газа пониженного давления;
(н) введение потока частично сконденсированного природного газа пониженного давления в сборник-сепаратор флегмы при промежуточной температуре природного газа;
(о) разделение потока частично сконденсированного природного газа пониженного давления на жидкий поток флегмы и паровой поток флегмы;
(п) введение парового потока флегмы в контур природного газа в месте основного теплообменника, которое расположено ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу теплой секции;
(р) повышение давления жидкого потока флегмы и введение жидкого потока флегмы в верхнюю секцию скрубберной колонны; и
(с) обеспечение косвенного теплообмена между паровым потоком флегмы и потоком частично сконденсированного природного газа, посредством которого поток частично сконденсированного природного газа охлаждается паровым потоком флегмы.
[0022] Аспект 2: Способ по Аспекту 1, дополнительно включающий:
(т) эксплуатационную установку любых клапанов, расположенных между, и в сообщении по потоку, источником подачи природного газа и скрубберной колонной, чтобы обеспечить общий перепад давления не более чем 1 бар (0,1 Мпа).
[0023] Аспект 3: Способ по любому из Аспектов 1, 2, дополнительно включающий:
(у) выведение потока частично сконденсированного хладагента из одного из по меньшей мере одного из контуров хладагента на холодном конце теплой секции основного теплообменника и при промежуточной температуре хладагента;
(ф) разделение потока частично сконденсированного хладагента в фазовом сепараторе на промежуточный поток жидкого хладагента и промежуточный поток пара хладагента;
(х) введение каждого из промежуточного потока жидкого хладагента и промежуточного потока пара хладагента в контур хладагента в месте основного теплообменника, которое находится ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу теплой секции.
[0024] Аспект 4: Способ по любому из Аспектов 1-3, где этап (и) дополнительно включает:
(и) обеспечение косвенного теплообмена между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника, причем теплая сторона основного теплообменника включает по меньшей мере один спирально-витой трубный пучок, и холодная сторона основного теплообменника включает межтрубное пространство, каждый контур охлаждения и контур природного газа включает часть по меньшей мере одного спирально-витого трубного пучка.
[0025] Аспект 5: Способ по Аспекту 4, где этап (в) дополнительно включает:
(в) разделение сырьевого потока природного газа на первую часть и вторую часть, введение первой части сырьевого потока природного газа в скрубберную колонну в среднем месте и введение второй части сырьевого потока природного газа в куб скрубберной колонны.
[0026] Аспект 6: Способ по любому из Аспектов 4 или 5, дополнительно включающий:
(ц) обеспечение косвенного теплообмена между первым потоком пара верхнего погона и первой частью сырьевого потока природного газа.
[0027] Аспект 7: Способ по любому из Аспектов 1-6, дополнительно включающий:
(ч) предварительное охлаждение сырьевого потока природного газа путем косвенного теплообмена со вторым хладагентом перед выполнением этапа (в).
[0028] Аспект 8: Способ по любому из Аспектов 1-7, дополнительно включающий:
(ш) выведение потока сконденсированного природного газа из контура природного газа с холодного конца средней секции основного теплообменника, повышение давления потока сконденсированного природного газа с образованием потока природного газа повышенного давления и введение потока природного газа повышенного давления в сборник-сепаратор флегмы.
[0029] Аспект 9: Способ по любому из Аспектов 1-8, где этап (р) включает:
(р) повышение давления жидкого потока флегмы, разделение жидкого потока флегмы на первую часть и вторую часть, введение первой части жидкого потока флегмы в верхнюю секцию скрубберной колонны и смешение второй части жидкого потока флегмы с паровым потоком флегмы перед выполнением этапа (п).
[0030] Аспект 10: Способ по любому из Аспектов 1-9, дополнительно включающий:
(щ) выполнение косвенного теплообмена между потоком частично сконденсированного природного газа и третьим хладагентом перед выполнением этапа (м).
[0031] Аспект 11: Способ по любому из Аспектов 1-10, где этап (з) дополнительно включает разделение по меньшей мере одного из потоков хладагента верхнего погона пониженного давления на первую часть и вторую часть, введение первой части в холодную сторону основного теплообменника, выполнение косвенного теплообмена между второй частью, паровым потоком флегмы и потоком частично сконденсированного природного газа.
[0032] Аспект 12: Способ по любому из Аспектов 1-11, дополнительно включающий:
(ю) повышение давления сырьевого потока природного газа с использованием компрессора перед выполнением этапа (в).
[0033] Аспект 13: Система для сжижения сырьевого потока природного газа, при этом система содержит:
подающее устройство природного газа, соединенное с источником природного газа;
систему компрессии хладагента, эксплуатационно сконфигурированную для сжатия и охлаждения теплого потока первого хладагента, чтобы получить поток пара первого хладагента высокого давления и жидкий поток первого хладагента высокого давления, причем система компрессии хладагента включает по меньшей мере один компрессор, по меньшей мере один вторичный охладитель и по меньшей мере один фазовый сепаратор;
основной теплообменник, включающий теплый конец, холодный конец, теплую секцию, холодную секцию, теплую сторону, холодную сторону, первый контур хладагента, расположенный на теплой стороне, второй контур хладагента, расположенный на теплой стороне, контур природного газа, расположенный на теплой стороне и имеющий промежуточный выпуск на теплом конце контура природного газа, где контур первого хладагента находится в сообщении по текучей среде с потоком пара первого хладагента высокого давления на теплом конце основного теплообменника, а контур второго хладагента находится в сообщении по текучей среде с жидким потоком первого хладагента высокого давления на теплом конце основного теплообменника, при этом основной теплообменник эксплуатационно сконфигурирован таким образом, чтобы обеспечивать косвенный теплообмен между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника;
скрубберную колонну, включающую впуск сырьевого потока, который находится в сообщении по текучей среде с сырьевым потоком природного газа, и внешний корпус, который ограничивает внутренний объем, включающий верхнюю секцию, расположенную выше впуска сырьевого потока, и нижнюю секцию, расположенную ниже впуска сырьевого потока, при этом скрубберная колонна имеет выпуск для пара, расположенный в верхней секции скрубберной колонны, выпуск для жидкости, расположенный в нижней секции скрубберной колонны, впуск для жидкости, расположенный в верхней секции скрубберной колонны, причем выпуск для пара в скрубберной колонне находится в сообщении по текучей среде с контуром природного газа на теплом конце основного теплообменника;
сборник-сепаратор флегмы, имеющий впуск в сообщении по текучей среде с промежуточным выпуском основного теплообменника, выпуск для пара, который находится в сообщении по текучей среде с промежуточным впуском основного теплообменника, и выпуск для жидкости в сообщении по текучей среде со впуском для жидкости скрубберной колонны;
насос, расположенный между и находящийся в сообщении по текучей среде с выпуском для жидкости сборника-сепаратора флегмы и впуском для жидкости скрубберной колонны; и
первый экономайзер, имеющий теплый канал и холодный канал, эксплуатационно сконфигурированный таким образом, чтобы обеспечивать косвенный теплообмен между теплым каналом и холодным каналом, причем теплый канал расположен между, и находится в сообщении по текучей среде с, промежуточным выпуском основного теплообменника и впуском сборника-сепаратора флегмы, а холодный канал расположен между и находится в сообщении по текучей среде с выпуском для пара сборника-сепаратора флегмы и промежуточным впуском основного теплообменника.
[0034] Аспект 14: Система по Аспекту 13, где основной теплообменник включает спирально-витой теплообменник, имеющий теплый трубный пучок и холодный трубный пучок, при этом промежуточный выпуск контура природного газа расположен на холодном конце теплого трубного пучка.
[0035] Аспект 15: Система по любому из Аспектов 13 или 14, где по меньшей мере один фазовый сепаратор системы компрессии хладагента включает фазовый сепаратор холодного хладагента, имеющий впуск фазового сепаратора в сообщении по текучей среде с холодным концом контура первого хладагента, поток кубовой жидкости хладагента, который выводят из нижней части фазового сепаратора холодного хладагента, и поток пара верхнего погона хладагента, который выводят с верха фазового сепаратора холодного хладагента, при этом поток пара верхнего погона хладагента и поток кубовой жидкости хладагента, оба, находятся в сообщении по текучей среде с теплой стороной основного теплообменника в месте, расположенном ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу контура первого хладагента.
[0036] Аспект 16: Система по любому из Аспектов 13-15, где первый хладагент содержит смешанный хладагент.
[0037] Аспект 17: Система по любому из Аспектов 13-15, где скрубберная колонна дополнительно включает впуск для пара.
[0038] Аспект 18: Система по любому из Аспектов 13-17, дополнительно включающая предварительный охладитель, который расположен и эксплуатационно сконфигурирован таким образом, чтобы охлаждать сырьевой поток природного газа вверх по потоку от впуска для сырьевого потока до температуры ниже 0°С.
[0039] Аспект 19: Система по любому из Аспектов 13-18, дополнительно включающая первый клапан понижения давления, расположенный между, и в сообщении по текучей среде с, теплым каналом первого экономайзера и впуском сборника-сепаратора флегмы.
[0040] Аспект 20: Система по любому из Аспектов 13-19, дополнительно включающая теплообменник, расположенный между первым экономайзером и сборником-сепаратором флегмы и находящийся в сообщении по текучей среде с теплым каналом первого экономайзера.
КРАТОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0041] Фигура 1 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа ОСХ в соответствии с предшествующим уровнем техники.
[0042] Фигура 2 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа ОСХ в соответствии с первым иллюстративным вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0043] Фигура 3 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа в цикле с трехуровневым охлаждением пропаном (или Ц3СХ) в соответствии со вторым иллюстративным вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0044] Фигура 4 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа ОСХ в соответствии с третьим иллюстративным вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0045] Фигура 5 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа в соответствии с четвертым иллюстративным вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0046] Фигура 6 является схематической технологической схемой, изображающей удаление ТУВ, а также систему и способ сжижения природного газа в соответствии с пятым иллюстративным вариантом воплощения настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0047] Настоящее изобретение предлагает новые способы достижения температуры и давления сырьевого потока природного газа в сборнике-сепараторе флегмы скрубберной колонны для эффективного обеспечения орошения и конденсирующей способности скрубберной колонны при интегрировании ее в процесс сжижения природного газа.
[0048] Как описано выше, когда сырьевой поток природного газа (обедненного) имеет состав с низким содержанием компонентов C2-C5 и содержит достаточные уровни тяжелых углеводородов, то традиционная конфигурация скрубберной колонны является неэффективной или энергетически неэкономичной. Авторы изобретения обнаружили, что эффективность удаления ТУВ и результативность сжижения можно улучшить путем введения теплообменника-экономайзера между ОКТО и сборником-сепаратором флегмы и путем изменения пути, по которому меняется давление сырьевого газа в процессе удаления тяжелых углеводородов.
[0049] В частности, эффективность разделения и энергетическая эффективность всего процесса могут быть улучшены за счет возможности работы сборника-сепаратора флегмы при температуре, существенно отличающейся от температуры сырьевого газа, выходящего из теплой секции ОКТО. Это устранение связи рабочей температуры флегмы с остальной частью цикла хладагента обеспечивает дополнительную степень свободы, которая создает возможность для лучшей оптимизации всего процесса. Экономайзер нагревает пар верхнего погона из сборника-сепаратора флегмы до температуры, которая всего на несколько градусов ниже, чем температура на выпуске из тепловой секции ОКТО, что помогает снизить перепад температур на теплом конце средней секции ОКТО и повышает термическую эффективность процесса. Разность температур зависит от расчетного температурного режима экономайзера, но обычно составляет менее 5°C и часто составляет менее 2 или 3°C.
[0050] Кроме того, между ОКТО и сборником-сепаратором флегмы размещен клапан понижения давления. Это дает два преимущества по сравнению с обычными конфигурациями скрубберных колонн. Во-первых, для большинства значений перепадов давления на этом клапане понижения давления, на впуске в саму скрубберную колонну, необходимо обеспечить очень небольшой (или вообще не требуется) перепад давления, тем самым поддерживая более высокую плотность сырьевого газа и меньший подаваемый объемный расход в теплой секции ОКТО. Это уменьшает требуемый размер ОКТО и связанные с этим капитальные затраты. Во-вторых, при условии, что падение давления осуществляется в этом месте, достигается охлаждение самого сырьевого газа, снятие части конденсационной нагрузки, требуемой от теплой секции ОКТО, и повышение эффективности удаления ТУВ и общей эффективности сжижения. Установка клапана понижения давления в этом месте также способствует поддержке надлежащей температуры в экономайзере между ОКТО и сборником-сепаратором флегмы.
[0051] Кроме того, может быть обеспечено дополнительное орошение с использованием полностью сконденсированных потоков СПГ, взятых где-либо из системы, включая, но не ограничиваясь этим, поток СПГ, выходящий из средней секции, поток переохлажденного СПГ, выходящий из холодной секции, и готовый СПГ, подаваемый насосом из хранилища для СПГ.
[0052] При необходимости, путем использования дополнительного охладителя или добавления дополнительного контура охлаждения в экономайзере, могут быть обеспечены дополнительное охлаждение и конденсирующая способность. Охлаждающая среда может быть взята из любого потока в системе, который является более холодным, чем температура сырьевого газа на выпуске из теплой секции ОКТО.
[0053] Наконец, как отмечалось выше, часть потока сырьевого газа непосредственно используется в качестве отпарного газа для скрубберной колонны. Это позволяет избежать использования дополнительного источника нагрева и, что более важно, помогает поддерживать надлежащий коэффициент соотношения жидкости и пара в колонне. Это способствует достижению более высокой общей эффективности сжижения и сохранению работоспособности колонны, а также повышению эффективности удаления ТУВ.
[0054] Единственное число, используемое здесь, если не указано иначе, означает один или более при применении к любому элементу в вариантах воплощения настоящего изобретения, изложенных в описании и формуле изобретения. Использование чего-либо в форме единственного числа не ограничивает смысловое значение одним элементом, если такое ограничение не указано конкретно. Указательное местоимение перед единственным или множественным числом существительных или фраз обозначает конкретный указанный признак или определенные указанные признаки и может иметь одно или несколько коннотаций в зависимости от контекста, в котором используется.
[0055] Термины «сообщение по текучей среде» и «сообщение по потоку текучей среды», используемые в описании и формуле изобретения, относятся к характеру связи между двумя или более компонентами, что позволяет жидкости, пары и/или двухфазные смеси транспортировать между компонентами контролируемым образом (то есть без утечки), прямо или косвенно. Попарное соединение двух или более компонентов, так что они находятся в сообщении по потоку текучей среды друг с другом, может включать любой подходящий способ, известный в данной области техники, например, с использованием сварных швов, фланцевых трубопроводов, прокладок и болтов. Два или более компонентов также могут быть попарно соединены друг с другом с помощью других компонентов системы, которые могут разделять их, например, с помощью клапанов, вентилей или других устройств, которые могут выборочно ограничить или направить поток текучей среды.
[0056] Термин «канал», используемый в описании и формуле изобретения, относится к одной или более структур, через которые текучие среды можно транспортировать между двумя или более компонентами системы. Например, каналы могут включать трубопроводы, воздуховоды, проходы и их комбинации, посредством которых транспортируют жидкости, пары и/или газы.
[0057] Термин «природный газ», используемый в описании и формуле изобретения, означает углеводородную газовую смесь, состоящую в основном из метана.
[0058] Термин «смешанный хладагент» (также сокращенно «СХ»), используемый в описании и формуле изобретения, означает текучую среду, содержащую по меньшей мере два углеводорода, составляющие по меньшей мере 80% от общего состава хладагента.
[0059] Термины «тяжелый компонент» или «тяжелый углеводород», используемые в описании и формуле изобретения, означают углеводород, который имеет температуру кипения выше, чем метан, при стандартном давлении.
[0060] Используемый здесь термин «косвенный теплообмен» относится к теплообмену между двумя текучими средами, которые отделены друг от друга какой-либо формой физического барьера.
[0061] Используемый здесь термин «теплый поток» означает поток текучей среды, который охлаждается путем косвенного теплообмена при нормальных условиях эксплуатации описываемой системы. Аналогичным образом термин «холодный поток» означает поток текучей среды, который нагревается путем косвенного теплообмена при нормальных условиях эксплуатации описываемой системы.
[0062] Используемый здесь термин «теплая сторона» означает часть теплообменника, через которую проходит один или более теплых потоков. Аналогично термин «холодная сторона» означает часть теплообменника, через которую проходит один или более холодных потоков.
[0063] Термин «скрубберная колонна» относится к типу дистилляционной колонны, которой является колонна, содержащая одну или более ступеней сепарации, состоящая из устройств, таких как насадка или тарелки, которые увеличивают степень взаимодействия и тем самым усиливают массоперенос между поднимающимся вверх паром и проходящей вниз жидкостью внутри колонны. Таким образом, концентрация более легких (например, с более высокой летучестью и более низкой точкой кипения) компонентов увеличивается в восходящем паре, который отбирают как пар верхнего погона с верхней части колонны, а концентрация более тяжелых (то есть с более низкой летучестью и более высокой температурой кипения) компонентов увеличивается в нисходящей жидкости, которую отбирают как кубовую жидкость из нижней части колонны. «Верх» дистилляционной колонны относится к части колонны на или выше самой верхней ступени сепарации. «Куб» дистилляционной колонны относится к части колонны на или ниже самой нижней ступени сепарации. «Средний участок» колонны относится к участку между верхом и кубом колонны, между двумя ступенями сепарации.
[0064] В случае скрубберной колонны сырьевой поток природного газа вводят (как газообразный поток или как частично сконденсированный, двухфазный поток) в скрубберную колонну в среднем участке колонны или, более типично, в нижнюю часть колонны. Поднимающийся вверх пар из сырьевого потока вступает в контакт, по мере прохождения через одну или более ступеней сепарации внутри скрубберной колонны, с проходящим вниз жидким потоком флегмы, таким образом «отмывая» компоненты, более тяжелые, чем метан, от указанного пара (то есть удаляя по меньшей мере некоторые из указанных менее летучих компонентов из пара). Это приводит, как отмечено выше, к тому, что сырьевой поток природного газа разделяется на обогащенную метаном паровую фракцию, отбираемую как пар верхнего погона (называемый здесь «первым паром верхнего погона») с верха скрубберной колонны, и жидкую фракцию, обогащенную углеводородами, более тяжелыми, чем метан, отбираемую как кубовая жидкость (называемая здесь «первая кубовая жидкость») из нижней части скрубберной колонны.
[0065] Используемый здесь термин «сепаратор» или «фазовый сепаратор» относится к устройству, в форме барабана или емкости другой формы, в которое можно ввести двухфазный поток, чтобы разделить поток на составляющие его паровую и жидкую фазы. Сборником-сепаратором флегмы является тип фазового сепаратора, который функционально сконфигурирован для того, чтобы обеспечивать жидкой флегмой дистилляционную колонну.
[0066] Исключительно в качестве примера некоторые иллюстративные варианты воплощения изобретения теперь будут описаны со ссылкой на Фигуры 2-6. На фигурах элементы, которые аналогичны элементам предшествующего варианта воплощения изобретения, представлены ссылочными позициями, увеличенными на число, кратное 100. Например, основной криогенный теплообменник 110 на Фигуре 1 имеет ту же структуру и функцию, что и основной криогенный теплообменник 210 на Фигуре 2. Такие элементы следует рассматривать как имеющие те же функции и структуру, если иначе не указано или не изображено здесь, и обсуждение таких элементов может, таким образом, не повторяться для множества вариантов воплощения изобретения.
[0067] В вариантах воплощения изобретения, изображенных на Фигурах 2-6, основной криогенный теплообменник, используемый для сжижения природного газа, показан как спирально-витой теплообменник. Хотя использование спирально-витого теплообменника в настоящее время является предпочтительной технологией, основной криогенный теплообменник альтернативно может быть пластинчатым и ребристым теплообменником или теплообменником другого типа, известным в данной области техники или разработанным в будущем. Аналогично, хотя в представленных здесь вариантах воплощения изобретения изображены пучки змеевиков основного теплообменника, которые размещены в одной оболочке, образуя таким образом единый блок, основной теплообменник может включать серию из двух или более блоков с собственным корпусом/оболочкой или с одним или более пучков, размещенных в одном корпусе/оболочке, и с одним или более других пучков, расположенных в одном или более различных корпусах/оболочках. Цикл хладагента, используемый для подачи холодного хладагента в основной теплообменник, также может быть любого типа, подходящего для проведения сжижения природного газа. Примеры циклов, которые известны и используются в данной области техники, и могут использоваться в настоящем изобретении, включают цикл с одноконтурным охлаждением смешанным хладагентом (ОСХ), цикл охлаждения смешанным хладагентом с предварительным трехуровневым охлаждением пропаном (Ц3СХ), расширительный цикл с азотом, расширительный цикл с метаном, цикл с двухконтурным охлаждением смешанным хладагентом (ДСХ) и каскадные циклы.
[0068] На Фигуре 2 в этом варианте воплощения изобретения сырьевой поток природного газа 202 разделяют на первую часть 202a и вторую часть 202b перед введением в скрубберную колонну 236. Первую часть 202a предварительно охлаждают в экономайзере 232 до подходящей температуры предпочтительно ниже 0°C и более предпочтительно до температуры в диапазоне между минус 10°C и минус 40°C. Затем охлажденную первую часть вводят в скрубберную колонну 236 через впуск для сырьевого потока 235, где она разделяется на обогащенный метаном поток пара 239 верхнего погона и поток кубовой жидкости 240, который обогащен углеводородами тяжелее метана. Предпочтительно падение давления равно нулю или очень незначительно (например, менее чем один бар (0,1Мпа)) на впускном клапане 234, так что давление сырьевого газа, поступающего в скрубберную колонну 236, на впуске 235 немного ниже исходного давления потока сырьевого газа 202. Например, если поток сырьевого газа 202 поступает на впускной клапан 234 при давлении 65 бар (6,5 Мпа), то давление на выпуске из впускного клапана 234 номинально равно 64 бар (6,4 Мпа) (не включая падения давления, обусловленного соединительными каналами и проходами экономайзера 232). Вторую часть 202b используют как отпарной газ в нижней секции 238 скрубберной колонны 236. Расход второй части 202b регулируется впускным клапаном 207, который предпочтительно сконфигурирован и работает так, чтобы обеспечить перепад давления, составляющий меньше чем один бар (0,1 Мпа).
[0069] Поток пара верхнего погона 239 выводят из верхней секции 237 скрубберной колонны 236, и поток кубовой жидкости 240 выводят из нижней секции 238 скрубберной колонны 236. Верхняя секция 237 также известна в этой области техники как ректификационная секция дистилляционной колонны, в то время как нижняя секция 238 также известна в этой области техники как отпарная секция дистилляционной колонны. Граница этих двух секций зависит от местоположения впуска сырьевого потока 235. Две секции могут быть заполнены структурированной насадкой или разделены тарелками для контакта в противотоке потоков жидкости и пара внутри скрубберной колонны 236.
[0070] Поток пара верхнего погона 239 нагревают в экономайзере 232, который обеспечивает косвенный теплообмен посредством потока сырьевого газа 202. Нагретый поток пара верхнего погона 244 затем проходит в теплую секцию (теплый трубный пучок) 214 ОКТО 210, в которой он охлаждается до температуры, находящейся обычно в диапазоне от минус 40°C до минус 60°C, и обычно частично конденсируется. Поток частично сконденсированного природного газа 245 затем выводят из теплой секции 214 ОКТО 210 и дополнительно охлаждают в экономайзере 252 посредством потока пара верхнего погона 251 из сборника-сепаратора флегмы 250. Поток охлажденного сырьевого газа 246, выходящий из экономайзера 252, расширяется в клапане понижения давления Джоуля-Томсона 253 до более низкого давления, так что в сборнике-сепараторе флегмы образуется достаточное количество жидкости. В зависимости от состава сырьевого газа, сборник-сепаратор флегмы часто работает при давлении на 2-10 бар (0,2-1,0 МПа) ниже критического давления подачи. Затем поток сырьевого газа докритического давления вводят в сборник-сепаратор флегмы 250 на впуске 247, где его разделяют на фазы с образованием потока кубовой жидкости 254 и потока пара верхнего погона 251.
[0071] Рабочее давление и температура сборника-сепаратора флегмы 250 (которые являются такими же, как давление на выпуске и температура в клапане Джоуля-Томсона 253) такое, что отношение плотности жидкой фазы к паровой фазе в сборнике-сепараторе флегмы 250 выше 1, предпочтительно выше 4. Кроме того, поверхностное натяжение жидкой фазы в сборнике-сепараторе флегмы 250 является достаточно высоким, чтобы получить четкую границу раздела фаз, предпочтительно выше 2 дин/см. Поток кубовой жидкости 254 из сборника-сепаратора флегмы 250 затем выкачивают жидкостным насосом 255 и возвращают к верхнему концу скрубберной колонны 236 как поток флегмы 256, чтобы обеспечить необходимое орошение для работы скрубберной колонны и вымывания вниз тяжелых углеводородов из сырьевого газа. Как отмечено выше, поток пара верхнего погона 251 нагревают в экономайзере 252 потоком частично сконденсированного природного газа 245, выходящим из теплой секции 214 ОКТО 210, перед тем как направить его в среднюю секцию 215 ОКТО 210.
[0072] Компоненты и работа системы компрессии хладагента 260 в значительной степени такая же, как у системы компрессии хладагента 160, описанной в отношении Фигуры 1. Соответственно, для элементов системы компрессии хладагента 260, на Фигуре 2 ссылочные позиции не представлены.
[0073] По сравнению с традиционной компоновкой, показанной на Фигуре 1, способ и система варианта воплощения настоящего изобретения, изображенные на Фигуре 2, отличаются тем, что большая часть снижения давления подачи приходится на впуск 247 сборника-сепаратора флегмы 250, и рабочая температура сборника-сепаратора флегмы 250 значительно ниже (например, ниже на 5-30°C), чем температура потоков 245, 278, 221a, 221b, выходящих из теплого конца теплой секции 214 ОКТО 210. В результате поток сырьевого газа поддерживается при более высоком давлении в контуре природного газа 217a в теплой секции 214 ОКТО 210, чем в контуре природного газа 117a на Фигуре 1. Кроме того, в варианте воплощения изобретения на Фигуре 2 рабочая температура сепаратора холодного СХ 279 значительно теплее (на 5-30°C, предпочтительно по меньшей мере на 5°C и, более предпочтительно, по меньшей мере на 10°C), чем температура в сборнике-сепараторе флегмы 250. Разделение рабочих температур сепаратора холодного СХ 279 и сборника-сепаратора флегмы 250 позволяет получить больше свободы для того, чтобы независимым образом оптимизировать контур охлаждения и систему удаления тяжелых углеводородов 230. Кроме того, экономайзер 252 также помогает поддерживать более строгую температурную разность на теплом конце средней секции (трубном пучке) 215, что означает, что потоки 257, 280, 281 имеют меньшие температурные разности на впуске в теплый конец средней секции 215, чем потоки 157, 180, 181 на Фигуре 1. Наконец, замена или дополнение специального ребойлера 142 на Фигуре 1 отпарным газом (вторая часть 202b потока сырьевого газа 202) уменьшает или устраняет необходимость во внешнем подводе тепла в систему. Все вышеизложенное позволяет значительно повысить общую эффективность сжижения, как показано в Примере, представленном здесь.
[0074] Аналогичное усовершенствование способа может быть достигнуто с использованием других циклов хладагента, таких как цикл охлаждения смешанным хладагентом с предварительным трехуровневым охлаждением пропаном (Ц3-СХ). Обратимся теперь к Фигуре 3, где изображен другой примерный вариант воплощения изобретения, в котором холодопроизводительность обеспечивается циклом пропанового хладагента и циклом смешанного хладагента. В цикле пропанового хладагента предварительно охлаждают как сырьевой газ, так и смешанный хладагент.
[0075] В этом варианте воплощения изобретения поток сырьевого газа 302 охлаждают в одном или более пропановых испарителях (вместе представленных блоком 382 и также называемых предварительным охладителем) до температуры предпочтительно ниже 0°C и, более предпочтительно, до температуры в диапазоне от минус 20°C до минус 35°C перед направлением в скрубберную колонну 336. Потоки пропанового хладагента низкого давления 384, 331c, 331b, 331a (совместно из серий испарителей с паровым пространством, которые работают при разных давлениях и температурах) сжимают в пропановом компрессоре 385 с образованием потока пропана с высоким выпускным давлением 386. Поток пропана с высоким выпускным давлением 386 затем охлаждают и полностью конденсируют в одном или более вторичных охладителей 387, чтобы получить поток жидкого пропанового хладагента высокого давления 388. Поток жидкого пропанового хладагента высокого давления 388 затем испаряют при нескольких давлениях, чтобы обеспечить последовательное охлаждение потока сырьевого газа 302 и потока смешанного хладагента высокого давления 374. Теплый смешанный хладагент низкого давления 361 из ОКТО 310 сжимают в серии компрессоров 364, 371 и охлаждают в серии вторичных охладителей 366, 373, чтобы получить поток смешанного хладагента высокого давления 374. После охлаждения и частичной конденсации посредством серии пропановых испарителей с паровым пространством 382, охлажденный поток смешанного хладагента высокого давления 383 разделяют на фазы в фазовом сепараторе 375 на жидкий поток смешанного хладагента (СХЖ) 376 и поток пара смешанного хладагента (СХП) 377. Поток СХЖ 376 дополнительно переохлаждают в теплой 314 и средней 315 секциях ОКТО 310 перед расширением через клапан Джоуля-Томсона 325, чтобы получить поток холодного хладагента низкого давления 326. Поток холодного хладагента низкого давления 326 затем направляют в межтрубное пространство средней секции 315 ОКТО 310, чтобы обеспечить холодоснабжение системы. Поток СХП 377 дополнительно охлаждают, конденсируют и переохлаждают последовательно в теплой, средней и холодной секциях ОКТО 310 перед расширением через клапан Джоуля-Томсона 328, чтобы получить другой поток холодного хладагента низкого давления 329. Поток холодного хладагента низкого давления 329 затем направляют в межтрубное пространство холодной секции 316 ОКТО 310, чтобы обеспечить холодоснабжение системы.
[0076] Система 300, показанная на Фигуре 3, отличается от системы 200 тем, что первый экономайзер (экономайзер 232 в системе 200) не является необходимым, поскольку поток сырьевого газа 202 уже предварительно охладили в пропановых испарителях 382. Она также отличается тем, что отсутствует сепаратор холодного СХ между средней 315 и теплой 314 секциями ОКТО 310 в системе 300. Однако, как и в системе 200, поток сырьевого газа 345, выходящий из теплой секции 314 ОКТО 310 дополнительно охлаждают в экономайзере 352, расположенном между ОКТО 310 и сборником-сепаратором флегмы 350. Поток сырьевого газа 346, выходящий из экономайзера 352 расширяется в клапане понижения давления Джоуля-Томсона 353 до давления ниже его критического давления. Затем его разделяют на фазы в сборнике-сепараторе флегмы 350 на жидкую и паровую фазы с получением жидкого потока 354 и потока пара верхнего погона 351. Рабочее давление и температура в сборнике-сепараторе флегмы 350 (такое же, как выходное давление и температура на клапане Джоуля-Томсона 353) такое, что отношение плотности жидкой фазы к паровой фазе в сборнике-сепараторе флегмы больше 1 и предпочтительно больше 4. Поверхностное натяжение жидкой фазы в сборнике-сепараторе флегмы 250 является достаточно высоким, чтобы получить четкую границу раздела фаз, составляющую предпочтительно 2 дин/см.
[0077] Сравнивая систему 300 с системой 100 предшествующего уровня техники с точки зрения работы систем для удаления тяжелых углеводородов 330, 130, видно, что большинство падений давления в сырьевом газе происходит непосредственно перед впуском 347 сборника-сепаратора флегмы 350. Это позволяет рабочую температуру сборника-сепаратора флегмы 350 поддерживать намного более холодной, чем температуру потока сырьевого газа 345, выходящего из теплой секции 314 ОКТО 310, и давление подаваемого газа можно поддерживать относительно высоким (например, на 1-10 бар (0,1-1 Мпа) выше, чем в таком же потоке на Фигуре 1) в теплой 314 и средней 315 секциях ОКТО 310 по сравнению с системой 100 (предшествующий уровень техники). Все вышеперечисленное способствует достижению лучшего общего сжижения.
[0078] Такая компоновка способа Ц3-СХ также обеспечивает более гибкую работу, поскольку состав потока сырьевого газа 302 меняется. Например, по мере того как состав потока сырьевого газа 302 становится более обедненным, система 300 позволяет эффективно удалять ТУВ, справляясь с большим падением давления на клапане Джоуля-Томсона 353, при этом сохраняя рабочие параметры системы компрессии хладагента 360 и скрубберной колонны 336 относительно постоянными.
[0079] Обратимся теперь к Фигуре 4, где предлагается система 400 с дополнительным потоком флегмы 489, использующим часть полностью сжиженного потока СПГ, выходящего из контура сырьевого газа 117b на холодном конце средней секции 415 ОКТО 410. Давление дополнительного потока флегмы 489 повышается посредством насоса 490, и поток флегмы повышенного давления 491 проходит в сборник-сепаратор флегмы 450, где смешивается с потоком пара верхнего погона 451, поступающим из холодного конца теплой секции 414 ОКТО 410. Эта дополнительная флегма помогает дополнить поток флегмы и нагрузку. Она также помогает поддерживать сборник-сепаратор флегмы при температуре значительно холоднее (например, на 5-30°С), чем температура потока пара верхнего погона 451, поступающего из холодного конца теплой секции 414 ОКТО 410, особенно когда источник сырьевого газа 401 находится при более низком давлении (например, 30-45 бар (3,0-4,5 МПа), или давлении, которое уже ниже критического давления сырьевого газа) и самоохлаждение при прохождении через клапан понижения давления 453 не является достаточным для достижения целевой температуры.
[0080] Следует отметить, что такую дополнительную флегму можно было бы обеспечить, используя один или более потоков полностью сконденсированного СПГ, взятых где-либо из системы 400, включая, но не ограничиваясь этим, поток СПГ с холодного конца средней секции 415, поток переохлажденного СПГ 403, поток продукта СПГ 406 или даже готовый продукт СПГ, который подают насосом из емкости для хранения СПГ 404.
[0081] В следующем варианте воплощения изобретения, изображенном на Фигуре 5, система 500 обеспечивает дополнительную холодопроизводительность и конденсирующую способность путем использования дополнительного охладителя 592, расположенного между экономайзером 552 и клапаном понижения давления 553. Охлаждающую среду для охладителя 592 можно взять из любого потока системы 500, который холоднее, чем температура частично сконденсированного потока 545. Например (не показано), часть потока (ХСХЖ) 524 можно расширить и направить в охладитель 592, чтобы помочь охладить частично сконденсированный поток 545. Отработанный отводимый поток ХСХЖ из охладителя 592 направляют обратно в межтрубное пространство ОКТО 510, предпочтительно в промежуточное местоположение между теплой 514 и средней 515 секциями ОКТО 510. Эта компоновка помогает поддерживать сборник-сепаратор флегмы 550 при температуре, значительно холоднее (например, на 5-30°C холоднее), чем температура потока пара верхнего погона 545, в частности, когда источник сырьевого газа 501 находится при более низком давлении и самоохлаждение посредством клапана Джоуля-Томсона 553 не является достаточным для достижения целевой температуры.
[0082] Система 500 также включает вариант подачи флегмы насосом в прямом направлении. В этом варианте часть подаваемого насосом потока жидкой флегмы 556 направляют и смешивают с потоком пара верхнего погона 551 вместо того, чтобы направить его в верхнюю секцию 537 скрубберной колонны 536. Место смешения может быть перед экономайзером 552 (как указано потоком 593a) или после экономайзера 552 (как указано потоком 593b). Этот вариант обеспечивает дополнительную гибкость работы. Например, по мере обогащения потока сырьевого газа 502, больше жидкости может образоваться в сборнике-сепараторе флегмы 550. Если никакие другие рабочие изменения не желательны, то количество жидкости для подачи насосом в прямом направлении может быть увеличено и наоборот.
[0083] На Фигуре 6 показан другой иллюстративный вариант воплощения изобретения как система 600. В системе 600 дополнительный контур охлаждения добавлен к экономайзеру 652. Часть потока ХСХЖ 624 расширяется и направляется в экономайзер 652 для охлаждения потока пара верхнего погона 645. Отработанный отходящий поток ХСХЖ 697 из экономайзера 652 направляют обратно в межтрубное пространство ОКТО 610, предпочтительно в промежуточное положение 698 между теплой 614 и средней 615 секциями ОКТО 610. Подобно системе 500, эта компоновка также помогает поддерживать сборник-сепаратор флегмы 650 при температуре, значительно холоднее, чем температура потока пара верхнего погона 645, когда он выходит из теплой секции 614 ОКТО 610. При необходимости, может быть добавлен подающий бустер-компрессор 694 для повышения давления потока сырьевого газа 602, что обеспечивает более высокую способность к самоохлаждению в клапане понижения давления 653 на впуске 647 сборника-сепаратора флегмы 650.
ПРИМЕР
[0100] В Таблице 1 ниже приведено сравнение ряда модельных рабочих условий различных потоков системы 100 (Фигура 1) и системы 200 (Фигура 2). Данные в этой таблице показывают, что использование экономайзера между ОКТО 210 и сборником-сепаратором флегмы 250 и вариант падения давления на впуске 247 сборника-сепаратора флегмы 250 может значительно улучшить общую эффективность сжижения. Эффективность сжижения обычно измеряют удельным расходом энергии, который вычисляют путем деления общей энергии охлаждения на объем выпускаемого продукта. В то же время уменьшенный удельный расход энергии означает более высокую эффективность сжижения. Давление подачи поддерживается более высоким, чем такое же давление в предшествующем уровне техники как в теплой, так и в средней секциях ОКТО. В частности, из таблицы видно, что сырьевой газ, проходящий через теплую секцию системы 200, имеет давление примерно на 10 бар (1Мпа) выше, чем в системе 100, в то время как сырьевой газ, проходящий через среднюю секцию системы 200 имеет давление примерно на 3 бар (0,3 Мпа) выше, чем в системе 100. Поддержание более высокого давления сырьевого газа помогает достичь более высокой эффективности сжижения.
Таблица 1
| Система 100 (известный уровень техники) | Система 200 | ||
| Поток сырьевого газа | Поз. # | 102 | 202 |
| P | 59,00 | 59,00 | |
| T | 33,13 | 33,65 | |
| Давление в колонне | Поз. # | 136 | 236 |
| P | 48,42 | 58,57 | |
| Сырьевой поток на выпуске из теплой секции | Поз. # | 145 | 245 |
| P | 42,98 | 53,14 | |
| T | -72,54 | -52,78 | |
| Сырьевой поток на выпуске из экономайзера | Поз. # | 246 | |
| P | -- | 52,79 | |
| T | -- | -71,53 | |
| Сборник-сепаратор флегмы | Поз. # | 150 | 250 |
| P | 42,98 | 46,26 | |
| T | -72.54 | -77.00 | |
| Сырьевой поток на впуске в среднюю секцию | Поз. # | 151 | 257 |
| P | 42,98 | 45,92 | |
| T | -72,54 | -53,87 | |
| Удельный расход электроэнергии на тонну сырья, кВт-ч/тонну | 428,1 | 402,0 | |
| Относительный расход электроэнергии | 100,0% | 93,9% | |
| P: Давление в барах | |||
| T: Температура в °C |
[0101] Следует отметить, что изобретение не ограничено деталями, описанными выше со ссылкой на предпочтительные варианты воплощения изобретения, а многочисленные модификации и изменения могут быть сделаны без отклонения от сущности и объема изобретения, как определено в следующей формуле изобретения.
1. Способ сжижения сырьевого потока природного газа, содержащий этапы, на которых:
(а) выполняют последовательность сжатия в замкнутом контуре на теплом потоке первого хладагента, выводимом с холодной стороны теплого конца основного теплообменника, причем последовательность сжатия включает сжатие и охлаждение теплого потока первого хладагента для получения по меньшей мере одного охлажденного сжатого потока первого хладагента;
(б) выводят сырьевой поток природного газа из источника подачи природного газа при давлении в источнике;
(в) вводят сырьевой поток природного газа в скрубберную колонну при давлении в скрубберной колонне, имеющей верхнюю секцию и нижнюю секции;
(г) разделяют сырьевой поток природного газа в скрубберной колонне на обогащенную метаном паровую фракцию, отбираемую как первый поток пара верхнего погона с верха скрубберной колонны, и обогащенную тяжелыми углеводородами фракцию, отбираемую как первый поток кубовой жидкости из куба скрубберной колонны;
(д) выводят первый поток кубовой жидкости из скрубберной колонны, при этом первый поток кубовой жидкости является потоком природного газа, обогащенным тяжелыми углеводородами;
(е) выводят первый поток пара верхнего погона из скрубберной колонны, причем первый поток пара верхнего погона является потоком природного газа, обогащенным метаном;
(ж) вводят, на теплом конце теплой секции основного теплообменника, первый поток пара верхнего погона в контур природного газа и каждый из по меньшей мере одного охлажденного и сжатого потока первого хладагента в контур охлаждения;
(з) по меньшей мере в одном из контуров охлаждения выводят и снижают давление потока верхнего погона хладагента с получением потока верхнего погона хладагента пониженного давления и вводят поток верхнего погона хладагента пониженного давления в холодную сторону основного теплообменника;
(и) обеспечивают косвенный теплообмен между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника;
(к) получают поток продукта из контура природного газа на холодном конце основного теплообменника, причем поток продукта является, по меньшей мере частично, сжиженным;
(л) выводят поток частично сконденсированного природного газа из контура природного газа на холодном конце теплой секции основного теплообменника;
(м) снижают давление потока частично сконденсированного природного газа с образованием потока частично сконденсированного природного газа пониженного давления;
(н) вводят поток частично сконденсированного природного газа пониженного давления в сборник-сепаратор флегмы при промежуточной температуре природного газа;
(о) разделяют поток частично сконденсированного природного газа пониженного давления в сборнике-сепараторе флегмы на жидкий поток флегмы и паровой поток флегмы;
(п) вводят паровой поток флегмы в контур природного газа в месте основного теплообменника, которое расположено ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу теплой секции;
(р) повышают давление жидкого потока флегмы и вводят жидкий поток флегмы в верхнюю секцию скрубберной колонны; и
(с) обеспечивают косвенный теплообмен между паровым потоком флегмы и потоком частично сконденсированного природного газа, посредством чего поток частично сконденсированного природного газа охлаждается паровым потоком флегмы.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает:
(т) обеспечение общего перепада давления не более чем 1 бар (0,1 МПа) посредством клапанов, расположенных между и находящихся в сообщении по потоку с источником подачи природного газа и скрубберной колонной.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этапы, на которых:
(у) выводят поток частично сконденсированного хладагента из одного из по меньшей мере одного из контуров хладагента на холодном конце теплой секции основного теплообменника и при промежуточной температуре хладагента;
(ф) разделяют поток частично сконденсированного хладагента в фазовом сепараторе на промежуточный поток жидкого хладагента и промежуточный поток пара хладагента;
(х) вводят каждый из промежуточного потока жидкого хладагента и промежуточного потока пара хладагента в контур хладагента в месте основного теплообменника, которое находится ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу теплой секции.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап (и) дополнительно включает этап, на котором:
(и) обеспечивают косвенный теплообмен между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника, причем теплая сторона основного теплообменника включает по меньшей мере один спирально-витой трубный пучок, а холодная сторона основного теплообменника включает межтрубное пространство, причем каждый контур охлаждения и контур природного газа включает часть по меньшей мере одного спирально-витого трубного пучка.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что этап (в) дополнительно включает:
(в) разделение сырьевого потока природного газа на первую часть и вторую часть, введение первой части сырьевого потока природного газа в скрубберную колонну в среднем месте и введение второй части сырьевого потока природного газа в куб скрубберной колонны.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором:
(ц) обеспечивают косвенный теплообмен между первым потоком пара верхнего погона и первой частью сырьевого потока природного газа.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором:
(ч) предварительно охлаждают сырьевой поток природного газа путем косвенного теплообмена со вторым хладагентом перед выполнением этапа (в).
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором:
(ш) выводят поток сконденсированного природного газа из контура природного газа с холодного конца средней секции основного теплообменника, повышают давление потока сконденсированного природного газа с образованием потока природного газа повышенного давления и вводят поток природного газа повышенного давления в сборник-сепаратор флегмы.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап (р) включает:
(р) повышение давления жидкого потока флегмы, разделение жидкого потока флегмы на первую часть и вторую часть, введение первой части жидкого потока флегмы в верхнюю секцию скрубберной колонны и смешение второй части жидкого потока флегмы с паровым потоком флегмы перед выполнением этапа (п).
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором:
(щ) выполняют косвенный теплообмен между потоком частично сконденсированного природного газа и третьим хладагентом перед выполнением этапа (м).
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап (з) дополнительно включает разделение по меньшей мере одного из потоков хладагента верхнего погона пониженного давления на первую часть и вторую часть, введение первой части в холодную сторону основного теплообменника, выполнение косвенного теплообмена между второй частью, паровым потоком флегмы и потоком частично сконденсированного природного газа.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором:
(ю) повышают давление сырьевого потока природного газа с использованием компрессора перед выполнением этапа (в).
13. Система сжижения сырьевого потока природного газа, содержащая:
подающее устройство природного газа, соединенное с источником природного газа;
систему компрессии хладагента, выполненную с возможностью сжатия и охлаждения теплого потока первого хладагента, для получения потока пара первого хладагента высокого давления и жидкого потока первого хладагента высокого давления, причем система компрессии хладагента содержит по меньшей мере один компрессор, по меньшей мере один вторичный охладитель и по меньшей мере один фазовый сепаратор;
основной теплообменник, содержащий теплый конец, холодный конец, теплую секцию, холодную секцию, теплую сторону, холодную сторону, первый контур хладагента, расположенный на теплой стороне, второй контур хладагента, расположенный на теплой стороне, контур природного газа, расположенный на теплой стороне и имеющий промежуточный выпуск на теплом конце контура природного газа, причем контур первого хладагента находится в сообщении по текучей среде с потоком пара первого хладагента высокого давления на теплом конце основного теплообменника и контур второго хладагента находится в сообщении по текучей среде с жидким потоком первого хладагента высокого давления на теплом конце основного теплообменника, при этом основной теплообменник выполнен с возможностью обеспечения косвенного теплообмена между теплой стороной и холодной стороной основного теплообменника;
скрубберную колонну, содержащую впуск сырьевого потока, который находится в сообщении по текучей среде с сырьевым потоком природного газа, и внешний корпус, который определяет внутренний объем, содержащий верхнюю секцию, расположенную выше впуска сырьевого потока, и нижнюю секцию, расположенную ниже впуска сырьевого потока, при этом скрубберная колонна имеет выпуск для пара, расположенный в верхней секции скрубберной колонны, выпуск для жидкости, расположенный в нижней секции скрубберной колонны, впуск для жидкости, расположенный в верхней секции скрубберной колонны, причем выпуск для пара в скрубберной колонне находится в сообщении по текучей среде с контуром природного газа на теплом конце основного теплообменника;
сборник-сепаратор флегмы, имеющий впуск в сообщении по текучей среде с промежуточным выпуском основного теплообменника, выпуск для пара, который находится в сообщении по текучей среде с промежуточным впуском основного теплообменника, и выпуск для жидкости в сообщении по текучей среде с впуском для жидкости скрубберной колонны;
насос, расположенный между и находящийся в сообщении по текучей среде с выпуском для жидкости сборника-сепаратора флегмы и впуском для жидкости скрубберной колонны; и
первый экономайзер, имеющий теплый канал и холодный канал, выполненный с возможностью обеспечения косвенного теплообмена между теплым каналом и холодным каналом, причем теплый канал расположен между и находится в сообщении по текучей среде с промежуточным выпуском основного теплообменника и впуском сборника-сепаратора флегмы, а холодный канал расположен между и находится в сообщении по текучей среде с выпуском для пара сборника-сепаратора флегмы и промежуточным впуском основного теплообменника;
первый клапан понижения давления, расположенный между и находящийся в сообщении по текучей среде с теплым каналом первого экономайзера и впуском сборника-сепаратора флегмы.
14. Система по п. 13, отличающаяся тем, что основной теплообменник содержит спирально-витой теплообменник, имеющий теплый трубный пучок и холодный трубный пучок, при этом промежуточный выпуск контура природного газа расположен на холодном конце теплого трубного пучка.
15. Система по п. 13, отличающаяся тем, что по меньшей мере один фазовый сепаратор системы компрессии хладагента содержит фазовый сепаратор холодного хладагента, имеющий впуск фазового сепаратора в сообщении по текучей среде с холодным концом контура первого хладагента, поток кубовой жидкости хладагента, который выводят из нижней части фазового сепаратора холодного хладагента, и поток пара верхнего погона хладагента, который выводят с верха фазового сепаратора холодного хладагента, причем поток пара верхнего погона хладагента и поток кубовой жидкости хладагента, оба, находятся в сообщении по текучей среде с теплой стороной основного теплообменника в месте, расположенном ближе к холодному концу основного теплообменника, чем к холодному концу контура первого хладагента.
16. Система по п. 13, отличающаяся тем, что первый хладагент содержит смешанный хладагент.
17. Система по п. 13, отличающаяся тем, что скрубберная колонна дополнительно содержит впуск для пара.
18. Система по п. 13, отличающаяся тем, что дополнительно содержит предварительный охладитель, который расположен и эксплуатационно сконфигурирован таким образом, чтобы охлаждать сырьевой поток природного газа выше по потоку от впуска сырьевого потока до температуры ниже 0°С.
19. Система по п. 13, отличающаяся тем, что дополнительно содержит теплообменник, расположенный между первым экономайзером и сборником-сепаратором флегмы и находящийся в сообщении по текучей среде с теплым каналом первого экономайзера.
