Способ сжижения природного газа

Способ сжижения природного газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Перекрестная ссылка на родственную заявку

Настоящая заявка испрашивает приоритет предварительной патентной заявки США № 61/521657, поданной 09 августа 2011 г. и озаглавленной «Способ сжижения природного газа», которая во всей своей полноте включается в настоящий документ посредством ссылки.

Уровень техники, к которой относится изобретение

Данный раздел предназначен для представления разнообразных аспектов техники, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Это обсуждение считается способствующим созданию основы для лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел лучше рассматривать в таком свете и необязательно как достижения предшествующего уровня техники.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к переработке газообразных текучих сред. Более конкретно, настоящее изобретение относится к сжижению природного газа, в частности, газообразных углеводородов, добываемых в удаленных местах.

Обсуждение технологии

По мере роста спроса на ископаемое топливо во всем мире энергетические компании вынуждены осуществлять разведку углеводородных ресурсов, расположенных в более удаленных и неблагоприятных областях мира, в том числе на побережье и в открытом море. Это включает разведку природного газа.

Вследствие своего качества чистого сгорания, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Однако многие источники природного газа расположены в географических областях, которые находятся на огромных расстояниях от товарных рынков. В некоторых случаях трубопровод уже имеется или может быть сооружен, чтобы транспортировать добытый природный газ на товарный рынок. Однако когда отсутствует трубопровод для транспортировки, добытый природный газ часто транспортируют на океанских судах.

Чтобы максимально снизить объемы транспортируемого газа, зачастую газ подвергают процессу сжижения. Сжиженный природный газ (СПГ) получают, охлаждая очень легкие углеводороды, например, газы, содержащие метан, приблизительно до -160°C. Сжиженный газ можно хранить при давлении окружающей среды в специальных криогенных резервуарах, установленных на крупных судах. В качестве альтернативы, СПГ можно сжижать при повышенном давлении и при повышенной температуре, т.е. выше -160°C, и в таком случае используется известный термин «сжатый СПГ» (ССПГ). Для целей настоящего изобретения ССПГ и СПГ могут называться одним общим термином «СПГ».

Согласно последним разработкам газ подвергают процессу сжижения в ближайшем месте к точке его добычи. Это означает, что необходимо сооружать крупные центры добычи и сжижения в странах-производителях. В качестве альтернативы, процесс сжижения можно осуществлять, используя морскую платформу или систему, такую как плавучая система добычи, хранения и отгрузки (ПСДХО). В настоящее время крупные сжижающие установки имеют Катар, Россия (остров Сахалин), Индонезия и другие страны. Несколько крупных терминалов СПГ находятся в процессе строительства или планируются в настоящее время для Австралии.

После того как природный газ охлаждается до жидкого состояния, углеводородный продукт погружают на морские транспортные суда. Такие суда известны как танкеры СПГ. Охлаждение природного газа до сжиженного состояния обеспечивает транспортировку значительно большей массы газа.

При проектировании установки СПГ один из наиболее важных вопросов представляет собой способ превращения потока исходного природного газа в СПГ. В настоящее время наиболее распространены способы сжижения, использующие некоторую форму холодильной системы. Хотя для сжижения природного газа используется множество холодильных циклов, существуют три типа холодильных систем, наиболее часто используемых в установках СПГ.

Система первого типа известна как «каскадный цикл». В каскадном цикле используется множество однокомпонентных холодильных агентов в последовательно установленных теплообменниках для уменьшения температуры газа до температуры сжижения. Холодильная система второго типа представляет собой «многокомпонентный холодильный цикл». В этой системе используется многокомпонентный холодильный агент в специально сконструированных теплообменниках. Система третьего типа представляет собой «детандерный цикл». Система детандерного цикла расширяет газ, уменьшая его давление от исходного до низкого давления и производя соответствующее уменьшение температуры согласно закону Бойля (Boyle). В большинстве циклов сжижения природного газа используют вариации или сочетания этих трех основных типов.

Современный вариант детандерного цикла представляет собой детандерный цикл высокого давления. В этой системе осуществляется процесс сжижения, который является более эффективным и компактным, чем описанные выше циклы. В результате он представляет собой привлекательный вариант для применения на удаленных или морских установках.

Ограничение использования любой системы сжижения представляет собой присутствие загрязняющих веществ в потоке природного газа. Неочищенный природный газ, добываемый из подземных пластов, как правило, содержит компоненты, которые являются нежелательными в процессе СПГ. Такие компоненты включают воду, диоксид углерода и сероводород. Воду и CO₂ следует отделять, потому что они замерзают при температурах сжижения и закупоривают сжижающее оборудование. H₂S следует отделять, поскольку он может вызывать неблагоприятное воздействие на безопасность или может неблагоприятно влиять на характеристики продукта СПГ. Таким образом, добываемый природный газ, как правило, обрабатывают перед сжижением для отделения нежелательных компонентов или загрязняющих веществ.

Когда H₂S и CO₂ добывают в качестве части потока газообразных углеводородов (таких как метан или этан), поток неочищенного газа иногда называется термином «содержащий серу газ». H₂S и CO₂ часто называются общим термином «кислые газы». Разработаны способы отделения кислых газов от потока неочищенного природного газа. В некоторых случаях используют криогенную переработку газа. Она включает охлаждение потока газа в большом криогенном резервуаре таким образом, что компоненты CO₂ и H₂S выпадают в виде твердых осадков. Углеводородные компоненты дистиллируются из резервуара. Для этого способа, как правило, необходимо, чтобы поток неочищенного газа подвергался обезвоживанию перед криогенным разделением.

В качестве альтернативы, поток газообразных углеводородов можно обрабатывать растворителем. Растворители могут включать химические растворители, такие как амины. Примеры аминов, используемых в обработке содержащего серу газа, включают моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA) и метилдиэтаноламин (MDEA). Вместо аминных растворителей иногда используются физические растворители. Примеры физических растворителей включают Selexol® и Rectisol™. В некоторых случаях используют гибридные растворители, т.е. смеси физических и химических растворителей. Пример представляет собой Sulfinol®. Однако наиболее распространенным является использование растворителей на основе аминов для отделения кислых газов. В любом случае, экстракцию растворителем, как правило, осуществляют с использованием большой толстостенной противоточной контактной колонны.

В способе экстракции растворителем для поглощения нежелательных веществ используют растворитель на водной основе. По этой причине в обработанном газе сохраняется вода, которую необходимо отделять, чтобы предотвращать замерзание и закупоривание сжижающего оборудования.

Независимо от того, удаляют ли воду до или после отделения кислых газов, процесс удаления воды, как правило, осуществляют в несколько стадий, чтобы выполнять требования предельно низкого содержания воды в газе, подлежащем сжижению. Разрабатывается процесс на основе системы обезвоживания с использованием гликолей для отделения объемной воды, после которого следуют несколько слоев молекулярных сит в качестве стадий заключительной очистки. Таким образом, для стадии экстракции растворителем требуются несколько предметов крупного и тяжелого оборудования, которые являются чувствительными к влаге. Такое оборудование является непривлекательным для морских установок, где имеют значение объем и масса, и неизбежным является движение волн.

Помимо воды, из потока газа можно также удалять азот. Азот следует удалять, поскольку он не обладает теплотворной способностью и, соответственно, неблагоприятно влияет на качество топлива. Азот, как правило, удаляют после того, как осуществляют отделение кислых газов и сжижение. Азот удаляют, используя дистилляционную колонну, известную как установка удаления азота (УУА). УУА является чувствительной к движению волн. Кроме того, УУА, как правило, включает несколько крупных и тяжелых предметов теплообменного оборудования, которые не являются особенно подходящими для применения на морских установках.

Существуют и другие неблагоприятные воздействия от присутствия азота в потоке неочищенного газа. Например, удаление азота после, а не до стадии сжижения повышает энергопотребление для сжижения газа. В данном отношении азот увеличивает количество газа, подлежащего сжижению. Кроме того, присутствие азота снижает температуру сжижения смеси, поскольку азот имеет меньшую температуру кипения, чем метан.

Вследствие строгих технических условий установки СПГ для предварительной обработки сырья являются большими, тяжелыми и дорогостоящими. Например, согласно одной идее плавучей установки СПГ при номинальных уровнях загрязняющих веществ (например, вода до насыщения, 1% CO₂, 4% N₂) в исходном газе устройства для отделения этих загрязняющих веществ составляют приблизительно 20% суммарной массы палубной установки. Для технологий, предусматривающих переработку исходного газа с высокими уровнями загрязняющих веществ (например, вода до насыщения плюс от 50% до 70% содержания CO₂ и H₂S), устройства для отделения загрязняющих веществ могут составлять более чем 50% массы палубной установки. Кроме того, большие вертикальные резервуары высокого давления или колонны, которые, как правило, используются для отделения загрязняющих веществ, могут производить нежелательное воздействие на устойчивость плавучей конструкции.

Таким образом, существует потребность в усовершенствованной установке, перерабатывающей природный газ для сжижения, которая является менее чувствительной к движению волн и производит незначительное воздействие на устойчивость плавучей конструкции. Кроме того, существует потребность в более компактной, легкой и экономичной в энергопотреблении системе СПГ, которую можно использовать для морской платформы. Кроме того, существует потребность в способе эффективной переработки природного газа для сжижения, которая является совместимой с холодильной системой с циклом детандера высокого давления.

Сущность изобретения

Во-первых, предложена газоперерабатывающая установка для сжижения потока исходного природного газа. Данная установка имеет более компактную конструкцию и является более эффективной, чем традиционная установка СПГ. Таким образом, установка, предлагаемая в настоящем документе, идеально приспособлена в качестве установки СПГ, которая находится в море или в удаленном месте. Например, эта газоперерабатывающая установка может быть расположена на плавучей платформе или гравитационной платформе в море.

Прежде всего, установка включает газоразделительный блок, имеющий по меньшей мере один фракционирующий резервуар. Фракционирующий резервуар служит для отделения загрязняющих веществ от газообразного метана. Для этой цели каждый резервуар имеет газовый впуск для приема смеси природного газа. Кроме того, согласно одному варианту осуществления, каждый резервуар включает адсорбционный материал, который имеет кинетическую селективность в пользу загрязняющих веществ по отношению к метану, составляющую более чем 5. Таким образом, загрязняющие вещества оказываются кинетически адсорбированными адсорбционным материалом. Кроме того, каждый резервуар включает газовый выпуск. Газовый выпуск выпускает поток обогащенного метаном газа.

В резервуаре используют один или несколько адсорбционных слоев для адсорбционного кинетического разделения. Адсорбционные слои выпускают поток обогащенного метаном исходного газа. Согласно одному аспекту, используют единый резервуар, имеющий множество адсорбционных слоев, расположенных последовательно. Например, по меньшей мере один фракционирующий резервуар в газоразделительном блоке может представлять собой резервуар, содержащий множество адсорбционных слоев, расположенных последовательно, таким образом, что:

первый адсорбционный слой предназначен, главным образом, для отделения воды и других жидких компонентов от потока обезвоженного исходного природного газа;

второй адсорбционный слой предназначен, главным образом, для отделения влагопоглотителя от потока обезвоженного исходного природного газа; и

третий резервуар включает адсорбционный слой, главным образом, для отделения содержащего серу газообразного компонента от потока обезвоженного исходного природного газа.

Можно устанавливать дополнительные резервуары для адсорбции и отделения азота и различных содержащих серу газов.

Согласно другому аспекту используют множество установленных последовательно резервуаров, причем каждый резервуар выпускает поток газообразного метана, постепенно очищаемый от серы. Например,

в первом резервуаре используется адсорбционный слой, предназначенный для отделения воды, оставшейся в потоке обезвоженного исходного природного газа;

во втором резервуаре используется адсорбционный слой, предназначенный для отделения влагопоглотителя от обезвоженного потока исходного природного газа; и

в третьем резервуар используется адсорбционный слой, предназначенный для отделения содержащего серу газообразного компонента от потока обезвоженного исходного природного газа.

Кислый газообразный компонент может представлять собой одно или несколько соединений серы. В качестве альтернативы, кислый газообразный компонент может представлять собой диоксид углерода.

По меньшей мере один фракционирующий резервуар в газоразделительном блоке работает в режиме адсорбции при переменном давлении (АПД) или короткоцикловой адсорбции при переменном давлении (КЦАПД). Кроме того, по меньшей мере один фракционирующий резервуар может работать в режиме адсорбции при переменной температуре (АПТ) или короткоцикловой адсорбции при переменной температуре (КЦАПТ). В любой конфигурации фракционирующие резервуары предназначены, чтобы адсорбировать CO₂, H₂S, H₂O, тяжелые углеводороды, летучие органические соединения (ЛОС), меркаптаны или их сочетания.

Установка также включает холодильную систему с детандерным циклом высокого давления. Холодильная система включает первый компрессорный блок. Первый компрессорный блок предназначен для приема существенной части потока обогащенного метаном газа из газоразделительного блока и для сжатия потока обогащенного метаном газа до абсолютного давления, составляющего более чем приблизительно 1000 фунтов на квадратный дюйм (6895 кПа). Таким образом, получается поток сжатого исходного газа.

Холодильная система также охлаждает поток обогащенного метаном исходного газа в одном или нескольких холодильниках и затем расширяет поток охлажденного исходного газа, образуя поток сжиженного продукта. Для этой цели система включает первый холодильник, предназначенный для охлаждения потока сжатого исходного газа и получения потока сжатого охлажденного исходного газа, и первый детандер, предназначенный для расширения потока сжатого охлажденного исходного газа и получения потока продукта.

В потоке продукта содержатся жидкая фракция и небольшая остаточная паровая фракция. Предпочтительно газоперерабатывающая установка также включает жидкостный разделительный резервуар. Этот разделительный резервуар предназначен для разделения жидкой фракции и остаточной паровой фракции. Паровая фракция все же является очень холодной, и ее можно улавливать как мгновенно выделяющийся газ и циркулировать в качестве части первого контура охлаждения. Первый контур охлаждения включает по меньшей мере один теплообменник, который служит в качестве первого холодильника. Первый холодильник принимает паровую фракцию из первого детандера и выпускает (i) поток сжатого охлажденного исходного газа и (ii) поток частично нагретого пара после теплообмена с потоком сжатого исходного газа.

Холодильная система с детандерным циклом высокого давления может включать отдельный теплообменник, который предназначен для дополнительного охлаждения потока сжатого исходного газа. Это осуществляют, по меньшей мере частично, посредством косвенного теплообмена между потоком холодильного агента (вместе с частью потока пара) и потоком сжатого обогащенного метаном исходного газа. Отдельный теплообменник представляет собой второй холодильник. Кроме того, холодильная система включает также второй контур охлаждения, имеющий (i) второй компрессорный блок, предназначенный для повторного сжатия потока холодильного агента после того, как поток холодильного агента проходит через второй холодильник, и (ii) второй детандер, предназначенный для приема потока сжатого холодильного агента из второго холодильника и расширения потока сжатого холодильного агента перед его возвращением во второй холодильник.

Второй холодильник может переохлаждать поток охлажденного исходного газа после того, как поток охлажденного исходного газа выходит из первого холодильника. В качестве альтернативы, которая оказывается более предпочтительной, второй холодильник предварительно охлаждает поток сжатого исходного газа перед тем, как поток сжатого исходного газа поступает в первый холодильник. Для этой цели второй холодильник принимает поток частично нагретого пара из первого холодильника для дополнительного теплообмена с потоком сжатого исходного газа, и выпускает нагретый поток пара продукта в третий компрессорный блок для завершения первого контура охлаждения.

В любом случае, первый контур охлаждения предпочтительно возвращает паровую часть продукта обратно в первый компрессорный блок. Для этой цели первый контур охлаждения может включать третий компрессорный блок для сжатия потока частично нагретого пара после теплообмена с потоком сжатого исходного газа и линию для объединения потока сжатого частично нагретого пара и потока сжатого обогащенного метаном исходного газа. Это завершает первый контур охлаждения.

Газоперерабатывающая установка предпочтительно включает дополнительно обезвоживающий резервуар. Обезвоживающий резервуар предназначен для приема потока исходного природного газа и для отделения существенной части воды от потока исходного природного газа. Обезвоживающий блок затем выпускает поток обезвоженного исходного природного газа в газоразделительный блок.

Кроме того, в настоящем документе предлагается способ сжижения потока исходного природного газа. В данном способе адсорбционное кинетическое разделение используют для получения потока обогащенного метаном газа. Кроме того, в данном способе используют холодильную систему с детандерным циклом высокого давления для охлаждения метана и получения товарного СПГ. Товарный СПГ предпочтительно производят в море на плавучей платформе или гравитационной платформе.

Во-первых, способ включает прием потока исходного природного газа в газоразделительном блоке. Газоразделительный блок включает по меньшей мере один фракционирующий резервуар. Фракционирующие резервуары сконструированы в соответствии с описанным выше фракционирующим резервуаром согласно его разнообразным вариантам осуществления. Фракционирующие резервуары предпочтительно работают в режиме адсорбции при переменном давлении (АПД) или короткоцикловой адсорбции при переменном давлении (КЦАПД) для регенерации последовательности из адсорбционных слоев. Адсорбционные слои предназначены, чтобы адсорбировать CO₂, H₂S, H₂O, тяжелые углеводороды, летучие органические соединения (ЛОС), меркаптаны, азот или их сочетания.

Способ также включает существенное отделение метана от загрязняющих веществ в потоке исходного природного газа. Это осуществляют посредством использования адсорбционных слоев в одном или нескольких фракционирующих резервуарах. В результате способ также включает выпуск потока обогащенного метаном газа из газоразделительного блока. Согласно одному аспекту, отделение метана от загрязняющих веществ осуществляют посредством газоразделительного блока при абсолютном давлении, составляющем по меньшей мере приблизительно 500 фунтов на квадратный дюйм (3447,5 кПа).

Кроме того, способ включает направление потока обогащенного метаном газа в холодильную систему с детандерным циклом высокого давления. Холодильная система, как правило, сконструирована в соответствии с описанной выше холодильной системой согласно ее разнообразным вариантам осуществления. Таким образом, холодильная система предпочтительно включает первый контур охлаждения для рециркуляции паровой части продукта и ее использования в качестве холодильного агента в первом холодильнике и второй контур охлаждения для рециркуляции азотсодержащего газа в качестве холодильного агента во втором холодильнике.

Способ также включает сжатие потока обогащенного метаном газа. Поток газа сжимают до абсолютного давления, которое составляет более чем приблизительно 1000 фунтов на квадратный дюйм (6895 кПа), в целях получения потока сжатого исходного газа. Кроме того, способ включает охлаждение потока сжатого исходного газа посредством второго и первого холодильников для получения потока сжатого охлажденного исходного газа.

Способ также включает расширение потока сжатого охлажденного исходного газа. При этом образуется поток продукта СПГ, в котором содержатся жидкая фракция и остаточная паровая фракция.

Холодильная система с детандерным циклом высокого давления предпочтительно включает жидкостный разделительный резервуар. Кроме того, способ дополнительно включает разделение жидкой фракции и остаточной паровой фракции.

Кроме того, в настоящем документе предлагается способ сжижения потока исходного природного газа. Как и в способе, описанном выше, в данном способе использует адсорбционное кинетическое разделение для получения потока обогащенного метаном газа. Кроме того, в способе дополнительно используется холодильная система с детандерным циклом высокого давления для охлаждения метана и получения товарного СПГ. Товарный СПГ предпочтительно производят в море на плавучей платформе или гравитационной платформе.

Во-первых, способ включает прием потока исходного природного газа в газоперерабатывающей установке. Газоперерабатывающая установка включает обезвоживающий резервуар. Кроме того, способ включает пропускание потока исходного природного газа через обезвоживающий резервуар. Он служит для отделения существенной части воды от потока исходного природного газа. Поток обезвоженного исходного природного газа затем выпускают в газоразделительный блок в качестве потока обезвоженного исходного природного газа.

Газоразделительный блок включает по меньшей мере один фракционирующий резервуар. Фракционирующие резервуары сконструированы в соответствии с описанным выше фракционирующим резервуаром согласно его разнообразным вариантам осуществления. Фракционирующие резервуары предпочтительно работают в режиме адсорбции при переменном давлении (АПД) или короткоцикловой адсорбции при переменном давлении (КЦАПД) для регенерации последовательности адсорбционных слоев.

Кроме того, способ включает пропускание потока обезвоженного исходного природного газа через последовательность адсорбционных слоев. Они служат для отделения газообразного метана от загрязняющих веществ в потоке обезвоженного исходного природного газа. В слоях используется адсорбционное кинетическое разделение. Адсорбционные слои предназначены, чтобы адсорбировать CO₂, H₂S, H₂O, тяжелые углеводороды, летучие органические соединения (ЛОС), меркаптаны, азот или их сочетания.

Согласно одному аспекту используют единый резервуар, содержащий множество последовательно расположенных адсорбционных слоев.

Согласно другому аспекту используют множество последовательно расположенных резервуаров, причем эти резервуары установлены в направлении движения потока обезвоженного исходного природного газа. Каждый резервуар выпускает поток газообразного метана, последовательно очищаемый от соединений серы.

В результате пропускания потока обезвоженного исходного природного газа через адсорбционные слои производится поток обогащенного метаном газа. Способ включает выпуск потока обогащенного метаном газа из газоразделительного блока. Поток обогащенного метаном газа затем направляется в холодильную систему с детандерным циклом высокого давления.

Холодильная система, в основном, сконструирована в соответствии с описанной выше холодильной системой согласно ее разнообразным вариантам осуществления. Таким образом, холодильная система предпочтительно включает первый контур охлаждения для рециркуляции паровой части продукта для использования в качестве холодильного агента в первом холодильнике и второй контур охлаждения для рециркуляции азотсодержащего газа в качестве холодильного агента во втором холодильнике.

Способ также включает сжатие потока обогащенного метаном газа. Поток газа сжимают до абсолютного давления, которое составляет более чем приблизительно 1000 фунтов на квадратный дюйм (6895 кПа), в целях получения потока сжатого исходного газа. Кроме того, способ включает охлаждение потока сжатого исходного газа для получения потока сжатого охлажденного исходного газа.

Способ дополнительно включает расширение потока сжатого охлажденного исходного газа. При этом образуется поток продукта СПГ, в котором содержатся жидкая фракция и небольшая остаточная паровая фракция. Согласно одному аспекту, расширение потока сжатого охлажденного исходного газа включает уменьшение давления потока сжатого охлажденного исходного газа до абсолютного давления, составляющего от 50 фунтов на квадратный дюйм (345 кПа) до 450 фунтов на квадратный дюйм (3103 кПа).

Краткое описание чертежей

Чтобы сделать настоящее изобретение более понятным, к данному описанию прилагаются определенные иллюстрации, чертежи и/или технологические блок-схемы. Следует отметить, однако, что данные чертежи иллюстрируют только выбранные варианты осуществления настоящего изобретения, и, таким образом, их не следует рассматривать как ограничивающие его объем, поскольку для настоящего изобретения могут быть допустимыми и другие в равной степени эффективные варианты осуществления и приложения.

Фиг. 1 представляет технологическую блок-схему установки для производства СПГ в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Данная установка включает газоразделительный блок, который производит поток обогащенного метаном газа, и холодильную систему с детандерным циклом высокого давления для производства товарного СПГ.

Фиг. 2 представляет вид в перспективе резервуара для адсорбции при переменном давлении, который можно использовать в установке на фиг. 1, согласно одному варианту осуществления. Данный резервуар также представляет собой кинетический фракционатор согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

Фиг. 3A представляет вид в перспективе адсорбционного слоя и проточные каналы резервуара для адсорбции при переменном давлении, изображенного на фиг. 2, согласно одному варианту осуществления. Главные проточные каналы видны между адсорбционными стержнями вдоль главной оси адсорбционного слоя.

Фиг. 3B представляет покомпонентное изображение адсорбционного слоя, проиллюстрированного на фиг. 3A. Фиг. 3B представляет открытое для обзора изображение необязательного второго газового выпуска. Представлен поперечный проточный канал, проходящий в резервуар и служащий в качестве вспомогательного проточного канала.

Фиг. 3C представляет продольный вид в разрезе адсорбционного слоя, изображенного на фиг. 3A, согласно альтернативному варианту осуществления. Данный разрез сделан через линию C-C на фиг. 3A. Здесь виден ряд ступенчатых поверхностей вдоль адсорбционных стержней, которые служат в качестве вспомогательных проточных каналов.

Фиг. 4 представляет вид в перспективе адсорбционного слоя и проточные каналы резервуара для адсорбции при переменном давлении, проиллюстрированного на фиг. 2, согласно модифицированной конфигурации. Видны главные проточные каналы между адсорбционными стержнями вдоль главной оси адсорбционного слоя. Поперечные проточные каналы, которые видны в разнесенных на изображении частях адсорбционного слоя, служат в качестве вспомогательных проточных каналов.

Фиг. 5 представляет технологическую блок-схему холодильной системы с детандерным циклом высокого давления согласно одному варианту осуществления. Данная холодильная система принимает поток обогащенного метаном газа и производит товарный СПГ. В проиллюстрированной холодильной системе используется вторичный охлаждающий контур, который представляет собой замкнутый контур, в котором используется газообразный азот или обогащенный азотом газ или часть потока обогащенного метаном газа из газоразделительного блока.

Фиг. 6 представляет последовательность технологических операций, иллюстрируя стадии сжижения потока неочищенного природного газа.

Фиг. 7 представляет последовательность технологических операций, иллюстрируя стадии отделения загрязняющих веществ от потока неочищенного природного газа с использованием адсорбционного кинетического разделения.

Подробное описание определенных вариантов осуществления

Определения

При использовании в настоящем документе термин «углеводород» означает органическое соединение, которое включает, главным образом, если не исключительно, такие элементы, как водород и углерод. Углеводороды, как правило, разделяют на два класса: алифатические или прямоцепочечные углеводороды и циклические или содержащие замкнутые кольца углеводороды, в том числе циклические терпены. Примеры содержащих углеводороды материалов включают любую форму природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать в качестве топлива или перерабатывать в топливо.

При использовании в настоящем документе термин «текучая среда» означает газы, жидкости и сочетания газов и жидкостей, а также сочетания газов и твердых материалов и сочетания жидкостей и твердых материалов.

При использовании в настоящем документе термин «углеводородные текучие среды» означает углеводороды или смеси углеводородов, которые представляют собой газы или жидкости. Например, углеводородные текучие среды могут включать углеводороды или смеси углеводородов, которые представляют собой газы или жидкости в условиях пласта, в условиях переработки или в условиях окружающей среды, т.е. при 15°C и атмосферном давлении (0,1 МПа). Углеводородные текучие среды могут включать, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевое масло, пиролизное масло, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, которые находятся в газообразном или жидком состоянии.

При использовании в настоящем документе термин «кислый газ» означает любой газ, который растворяется в воде, образуя кислый раствор. Неограничительные примеры кислых газов включают сероводород (H₂S), диоксид углерода (CO₂), диоксид серы (SO₂), сероуглерод (CS₂), сероксид углерода (COS), меркаптаны или их смеси.

При использовании в настоящем документе термин «подземный» означает геологический пласт, находящийся под земной поверхностью.

Термин «морское дно» означает дно морской среды. Морская среда может представлять собой океан или море или любой другой водоем, в котором возникают волны, ветры и/или течения.

Термин «морская среда» означает любой морской объект. Морской объект может находиться в мелких водах или в глубоких водах. Морская среда может представлять собой океан, залив, большое озеро, устье реки, море или пролив.

Термин «приблизительно» предназначен для разрешения некоторого отклонения в математической точности за счет допусков, которые являются приемлемыми в технике. Соответственно, любые малые отклонения в сторону увеличения или уменьшения от значения, перед которым используется термин «приблизительно», следует рассматривать как определенно соответствующие указанному значению.

Термин «процесс переменной адсорбции» включает такие процессы, как адсорбция при переменном давлении (АПД), адсорбция при переменной температуре (АПТ), и адсорбция при переменном парциальном давлении или вытеснительном продувании (АППД), включая сочетания данных процессов. Эти процессы переменной адсорбции можно осуществлять с короткими циклами, и в таком случае они называются следующими терминами: короткоцикловая адсорбция при переменном давлении (КЦАПД), короткоцикловая адсорбция при переменной температуре (КЦАПТ) и короткоцикловая адсорбция при переменном парциальном давлении или вытеснительном продувании (КЦАППД). Термин «переменная адсорбция» также включает эти короткоцикловые процессы.

При использовании в настоящем документе термин «адсорбция при переменном давлении» следует рассматривать как объединяющий все данные процессы, т.е. АПД, АППД, КЦАПД и КЦАППД, включая сочетания данных процессов, в которых используется изменение давления для цикла продувания.

При использовании в настоящем документе термин «буровая скважина» означает отверстие в подземном пласте, изготовленное путем бурения или вставки трубы в подземный пласт. Буровая скважина может иметь практически круглое поперечное сечение или другие формы поперечного сечения. При использовании в настоящем документе термин «скважина», когда он обозначает отверстие в пласте, можно использовать взаимозаменяемым образом с термином «буровая скважина».

Термин «платформа» означает любую платформа или поверхность, размеры и конфигурация которой подходят, чтобы устанавливать оборудование для переработки текучей среды.

Описание конкретных вариантов осуществления

Фиг. 1 представляет схематическое изображение газоперерабатывающей установки 100 для производства СПГ в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Термин «СПГ» означает природный газ, который был подвергнут сжижению в процессе охлаждения. Газоперерабатывающая установка 100 своим действием принимает неочищенный природный газ, отделяет определенные нежелательные компоненты, производя поток очищенного от соединений серы газа, который соответствует установленным техническим условиям, и затем охлаждает поток очищенного от соединений серы (обогащенного метаном) потока газа, производя практически жидкую фазу, готовую для транспортировки.

В конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 1, установка 100 принимает текучие среды, добытые из пластового резервуара. Пластовый резервуар представлен на схеме номером 110. Пластовый резервуар 110 представляет собой подземный пласт, в котором содержатся углеводородные текучие среды в приемлемых для промышленности количествах. Углеводородные текучие среды существуют на месте добычи, главным образом, в газовой фазе.

Добываемые текучие среды получают через множество буровых скважин. Одна иллюстративная буровая скважина 112 представлена на фиг. 1. Однако следует понимать, что множество буровых скважин 112 можно бурить через земную поверхность в подземный