Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций

Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций

Реферат

Перекрестные ссылки на родственные заявки

Данная заявка является обычной заявкой, которая заявляет приоритет согласно Свода федеральных законов США, раздел 35, § 119(e) на основании предварительной патентной заявки США № 61/522049 от 10 августа 2011 года, озаглавленной «Liquefied Natural Gas Plant with Ethylene Independent Heavies Recovery System», которая включена в настоящий документ посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится к способам и устройствам для сжижения природного газа, и в частности, к установке для получения сжиженного природного газа (СПГ), использующей этилен-независимую систему извлечения тяжелых фракций.

Уровень техники изобретения

Природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи к удаленному рынку сбыта. Желательно, чтобы трубопровод эксплуатировался практически с постоянным и высоким коэффициентом нагрузки. Однако время от времени пропускная способность или производительность трубопровода могут превышать потребление, тогда как в другое время потребление может превосходить пропускную способность или производительность трубопровода. Для сглаживания пиков потребления, когда потребление превышает подачу, или спадов, когда подача превышает потребление, желательно запасать избыток газа таким образом, чтобы его можно было отдавать в периоды, когда потребление превышает подачу. Такая практика позволяет обеспечивать будущие пики потребления с помощью запасенного природного газа. Одним из практических способов осуществления этого является превращение природного газа в сжиженное состояние, такое как сжиженный природный газ («СПГ»), с помощью процесса сжижения, для хранения в периоды низкого потребления и впоследствии испарения сжиженного природного газа, как того требует потребление. Сжижение природного газа может быть особенно полезно, когда трубопровод либо отсутствует, либо нецелесообразен для транспортировки природного газа от источника подачи, который отделен огромным расстоянием от потенциального рынка сбыта. Кроме того, транспортировка природного газа океанскими судами, как правило, нецелесообразна, поскольку необходимо значительное повышение давления для существенного уменьшения удельного объема газа. Такое повышение давления требует использования более дорогих емкостей для хранения.

Примером технологии сжижения является криогенное сжижение, которое может уменьшить объем природного газа примерно до 600 раз. Криогенное сжижение может превратить природный газ в сжиженный природный газ, который может храниться и транспортироваться при давлении, близком к атмосферному. Способ криогенного сжижения может включать охлаждение природного газа до температур от примерно -240°F (-151°С) до примерно -260°F (-162°С), в то время как сжиженный природный газа имеет давление пара, близкое к атмосферному. Природный газ сжижают путем его последовательного пропускания при повышенном давлении через некоторое количество ступеней охлаждения, вследствие чего природный газ охлаждается до все более низких температур, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение может осуществляться с помощью косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, углекислый газ, или сочетанием перечисленных хладагентов (т.е. системами смешанных хладагентов). Некоторые способы сжижения применяют открытый метановый цикл в качестве конечного холодильного цикла, в котором поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается мгновенному испарению. Пары, образовавшиеся при мгновенном испарении (т.е. поток (потоки) газа мгновенного испарения), впоследствии используются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа. Объединенный поток может быть затем сжижен для получения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ.

Одной из технических проблем, которая может возникнуть в ходе сжижения природного газа, является удаление тяжелых углеводородов. Хотя природный газ главным образом состоит из метана, он может также содержать тяжелые углеводородные компоненты. Эти тяжелые углеводородные компоненты должны быть удалены из природного газа до сжижения, поскольку тяжелые углеводородные компоненты могут вымораживаться и/или загрязнять расположенные ниже по потоку теплообменники. Чтобы избежать этих потенциальных проблем, СПГ-установки могут содержать одну или несколько колонн удаления тяжелых фракций для удаления тяжелых углеводородных компонентов. Однако традиционные колонны удаления тяжелых фракций часто требуют эксплуатации в пределах очень узких диапазонов температуры, давления и состава подаваемого сырья для эффективного удаления тяжелых углеводородных компонентов. В некоторых случаях изменение на несколько градусов температуры подачи обычной колонны удаления тяжелых фракций может вызвать превращение всей или большей части текучей среды в колонне в жидкость, что может привести к серьезным нарушениям технологического процесса. Кроме того, добавление колонны удаления тяжелых фракций в систему сжижения может повысить потребность в энергии последующих систем охлаждения (например, этиленовой системы охлаждения). В некоторых случаях эта потребность в энергии может существенно ограничивать эксплуатацию системы сжижения. Таким образом, существует необходимость в способе и устройстве, применяющих колонну удаления тяжелых фракций, что может снизить потребность в энергии последующих систем охлаждения.

Сущность изобретения

В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; (b) объединение охлажденного питающего потока природного газа с сжатым потоком орошения с образованием объединенного потока природного газа; (c) разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (d) расширение первого потока легких фракций с образованием расширенного первого потока легких фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций и по меньшей мере части расширенного первого потока легких фракций в колонну удаления тяжелых фракций с образованием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (g) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом с формированием охлажденного питающего потока природного газа; (b) разделение охлажденного питающего потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (c) расширение первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) разделение расширенного первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций, по меньшей мере части второго потока легких фракций, и по меньшей мере части второго потока тяжелых фракций в колонну удаления тяжелых фракций с формированием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) охлаждение по меньшей мере части потока, обедненного тяжелыми фракциями, с помощью косвенного теплообмена со вторым хладагентом; (g) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (h) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения устройство для сжижения природного газа содержит: (а) первый теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения части потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом; (b) первый сепаратор для разделения первого охлажденного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (с) первый детандер для расширения первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) колонну удаления тяжелых фракций, расположенную ниже по потоку от первого теплообменника, причем данная колонна удаления тяжелых фракций разделяет расширенный первый поток легких фракций, первый поток тяжелых фракций и второй охлажденный жидкий поток на первый поток, обедненный тяжелыми фракциями, и первый поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (e) разделительную емкость для разделения первого нагретого жидкого потока на второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и второй поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (f) второй компрессор для сжатия второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, в сжатый второй поток, обедненный тяжелыми фракциями; и (g) второй теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения объединенного потока с помощью косвенного теплообмена с сжатым вторым потоком, обедненным тяжелыми фракциями.

Краткое описание чертежей

Данное изобретение вместе с его дальнейшими преимуществами может быть лучше всего понято, исходя из нижеследующего описания во взаимосвязи с прилагаемым чертежом, на котором:

На фиг.1 представлена упрощенная технологическая схема способа каскадного охлаждения для получения СПГ в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Далее будут подробно описаны варианты осуществления настоящего изобретения, один или несколько примеров которых проиллюстрированы на прилагаемом чертеже. Каждый пример приведен с целью объяснения изобретения, а не в качестве ограничения изобретения. Специалистам будет понятно, что различные модификации и варианты могут быть внесены в настоящее изобретение без отступления от объема или сущности изобретения. Например, признаки, проиллюстрированные или описанные как часть одного варианта осуществления, могут использоваться в другом варианте осуществления, чтобы получить еще один вариант осуществления. Таким образом, подразумевается, что настоящее изобретение охватывает такие модификации и варианты, которые попадают в пределы объема прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалентов.

Каскадная система охлаждения использует один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту (хладагентам) и в конечном счете выпускания тепловой энергии в окружающую среду. Данную систему охлаждения можно рассматривать в качестве теплового насоса, который отводит тепловую энергию из потока природного газа по мере поступательного охлаждения этого потока до все более и более низких температур. Конструктивное исполнение каскадной системы охлаждения и способа часто сосредоточено на выборе оптимального соотношения между термодинамической эффективностью и капиталовложениями. Термодинамически, процесс теплообмена между холодным объектом и теплым объектом становится все более необратимым по мере увеличения температурного градиента между двумя объектами. И наоборот, термодинамическая необратимость снижается при уменьшении температурного градиента. Выбор оптимального соотношения становится важным фактором, поскольку, среди прочего, уменьшение температурного градиента до термодинамически эффективного уровня может потребовать значительного увеличения площади поверхности теплопередачи, значительных модификаций различного технологического оборудования, используемого в системе охлаждения, и надлежащего регулирования скорости потока в системе охлаждения. В частности, надлежащее регулирование скорости потока может повлиять как на скорости потока, так и на температуры (например, на входе и выходе), для получения необходимой теплопроизводительности/холодопроизводительности.

Используемый в настоящем документе термин «способ каскадного охлаждения с открытым циклом» относится к способу каскадного охлаждения, содержащему один открытый холодильный цикл и по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл, в котором точка кипения хладагента/охлаждающего вещества, использованного в открытом цикле, ниже, чем точка кипения хладагента, использованного в замкнутом цикле. В данном способе часть холодопроизводительности, используемой для конденсации сжатого хладагента/охлаждающего вещества открытого цикла, может обеспечиваться одним или несколькими замкнутыми циклами. Используемый здесь термин «поток природного газа» относится к любому потоку, в основном состоящему из метана, который происходит большей частью из питающего потока природного газа; причем этот питающий поток содержит, например, по меньшей мере 85 мол.% метана, а остальное составляют такие компоненты, в числе прочего, как этан, высшие углеводороды, азот и углекислый газ. Другие незначительные примеси могут включать в числе прочего ртуть, сероводород и меркаптаны.

Согласно одному или нескольким вариантам осуществления настоящего изобретения в открытом цикле преимущественно используют метановый поток в качестве хладагента/охлаждающего вещества. Этот преимущественно метановый поток может происходить из питающего потока обработанного природного газа и может включать потоки сжатых газов открытого метанового цикла. В настоящем документе термины «преимущественно», «главным образом», «в основном» и «в большей части» при использовании для описания присутствия определенного компонента потока текучей среды будут означать, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, «преимущественно» метановый поток, «главным образом» метановый поток, поток, «в основном» состоящий из метана, или поток, содержащий «в большей части» метан, означает поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.

Один из наиболее целесообразных и эффективных способов сжижения природного газа включает использование оптимизированного процесса каскадного типа в сочетании с расширительным охлаждением. Такой способ сжижения включает охлаждение каскадного типа потока природного газа при повышенном давлении (например, приблизительно 650 фунт/кв.дюйм абс. (4,48 МПа)) путем последовательного охлаждения потока природного газа за счет прохождения, например, через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и открытый метановый цикл, в котором используется часть питающего газа в качестве источника метана. Способ может также включать многоступенчатый цикл расширения для дополнительного охлаждения и понижения давления потока природного газа до давления, близкого к атмосферному. Во время циклов охлаждения, сначала используется хладагент с самой высокой точкой кипения, затем - хладагент со следующей самой высокой точкой кипения и так далее.

В общем, в процессе сжижения (т.е. процессе получения СПГ) может применяться один или несколько хладагентов для отведения тепла из природного газа, которое впоследствии выводится в окружающую среду. В некоторых вариантах осуществления в процессе получения СПГ применяется способ охлаждения каскадного типа, использующий множество многоступенчатых циклов охлаждения, в каждом из которых применяется разная композиция хладагента, для последовательного охлаждения потока природного газа до все более и более низких температур. В других вариантах осуществления в процессе получения СПГ может использоваться смешанный хладагент (хладагенты) или смеси хладагентов для охлаждения потока природного газа.

Нежелательные компоненты из питающих потоков природного газа могут удаляться на различных стадиях предварительной обработки. Такие нежелательные компоненты могут включать в числе прочего кислые газы, меркаптаны, ртуть, влагу и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления состав питающего потока природного газа может существенно различаться. Данные стадии предварительной обработки могут представлять собой отдельные ступени, находящиеся или выше по потоку от циклов охлаждения или ниже по потоку от одной из ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Используемые в настоящем документе термины «выше по потоку» и «ниже по потоку» описывают относительные положения различных компонентов установки сжижения природного газа вдоль пути прохождения природного газа через установку. В частности, кислые газы и в меньшей степени меркаптаны могут удаляться в процессе химической реакции с помощью водного аминосодержащего раствора. Данную стадию обработки обычно осуществляют выше по потоку от ступеней охлаждения в начальном цикле. Большая часть воды может быть удалена в виде жидкости двухфазной газожидкостной сепарацией, которая следует за сжатием газа и охлаждением выше по потоку от начального цикла охлаждения, а также ниже по потоку от первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть можно удалить с помощью слоев ртутного сорбента. Остаточные количества воды и кислых газов можно удалить с помощью надлежащим образом выбранных слоев сорбента, таких как регенерируемые молекулярные сита.

Питающий поток предварительно обработанного природного газа может подаваться в систему сжижения при повышенном давлении или может быть сжат до повышенного давления. В некоторых вариантах осуществления давление составляет более примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. (3,45 МПа) или предпочтительно от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 3000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-20,69 МПа). В некоторых вариантах осуществления, давление составляет от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 1000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-6,90 МПа) или предпочтительно от примерно 600 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 800 фунт/кв.дюйм абс. (4,14-5,25 МПа). Температура питающего потока обычно близка к температуре окружающей среды или немного ее превышает. В некоторых вариантах осуществления температура может находиться в диапазоне от примерно 60°F до примерно 150°F (15,6-65,6°С). Как отмечалось выше, питающий поток природного газа может быть охлажден в процессе получения СПГ, включающем некоторое количество многоступенчатых циклов, каждый из которых содержит различные хладагенты. Общая эффективность охлаждения для цикла обычно повышается с увеличением количества ступеней. Однако это повышение эффективности часто уравновешивается соответствующим повышением общих капиталовложений, например, из-за увеличения сложности системы СПГ.

В некоторых вариантах осуществления питающий газ проходит через несколько холодильных циклов, каждый из которых содержит несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три). Первый замкнутый холодильный цикл использует первый хладагент с относительно высокой точкой кипения. Такой хладагент может содержать углеводород, в числе прочего, такой как пропан, пропилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления углеводород составляет большую часть хладагента. Например, хладагент может содержать по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, по меньшей мере 90 мол.% пропана или главным образом пропан.

После первой ступени охлаждения образующийся в результате обработанный питающий газ проходит через несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три) во второй замкнутый холодильный цикл, который содержит хладагент с промежуточной точкой кипения. Подходящие примеры второго хладагента могут включать, в числе прочего, этан, этилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления второй хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, по меньшей мере 90 мол.% этилена или главным образом этилен. Каждая ступень охлаждения холодильного цикла может включать отдельную зону охлаждения. Как указано выше, питающий поток обработанного природного газа может быть объединен с одним или несколькими рециркуляционными потоками (т.е. потоками сжатого газа открытого метанового цикла) в разных местоположениях во втором холодильном цикле для получения потока сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения конденсируют (т.е. сжижают) в большей его части, предпочтительно весь, с получением потока, содержащего находящийся под давлением СПГ. Обычно рабочее давление в данном месте лишь немного ниже давления предварительно обработанного питающего газа на первой ступени первого холодильного цикла.

Может быть желательно, чтобы питающий поток природного газа содержал определенные количества С₂+ компонентов (т.е. углеводородов, содержащих по меньшей мере два атома углерода), что приведет к образованию жидкости, обогащенной С₂+, на одной или нескольких ступенях охлаждения. Данную жидкость, обогащенную С₂+, можно удалить с помощью устройства газожидкостной сепарации (например, газожидкостных сепараторов). Обычно последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени регулируют таким образом, чтобы удалить из газа как можно большее количество С₂+ и углеводородов с большей молекулярной массой, чтобы получить газовый поток с преобладанием метана и жидкий поток, содержащий значительные количества этана и более тяжелых компонентов.

В некоторых вариантах осуществления несколько устройств газожидкостной сепарации может быть расположены в наиболее важных местоположениях ниже по потоку от зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных C₂+ компонентами. Точные местоположения и количество устройств газожидкостной сепарации будут зависеть от ряда рабочих параметров. Примеры таких параметров могут включать, в числе прочего, С₂+ состав питающего потока природного газа, желаемую теплотворную способность СПГ-продукта (в Британских тепловых единицах - BTU), ценность С₂+ компонентов для других областей применения, и другие факторы, обычно учитываемые специалистами, работающими с СПГ установками и газовыми установками. Поток (потоки) углеводородов фракции C₂+ можно деметанизировать пропусканием через колонну одноступенчатого испарения или ректификационную колонну с получением потока, обогащенного метаном. В первом случае образующийся обогащенный метаном поток может быть повторно сжат и направлен на рециркуляцию или использован в качестве горючего газа. В последнем случае образующийся обогащенный метаном поток может быть непосредственно возвращен под давлением (т.е. не требуя объединения дополнительного сжатия с процессом сжижения) в процесс сжижения. C₂+ углеводородный поток (потоки) или деметанизированный C₂+ углеводородный поток можно использовать в качестве топлива. В некоторых вариантах осуществления данные потоки можно подвергать дальнейшей обработке, например, фракционированием в одной или нескольких зонах фракционирования с получением отдельных потоков с высоким содержанием определенных химических составляющих (например, С₂, С₃, С₄ и С₅+ углеводородов).

В одном или нескольких вариантах осуществления поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается дополнительному охлаждению в третьем холодильном цикле («открытом метановом цикле») в основном метановом экономайзере, содержащем газы мгновенного испарения (т.е. потоки газа мгновенного испарения), образованные в этом третьем цикле, за счет последующего расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, использованные в качестве хладагента («третьего хладагента») в третьем холодильном цикле могут включать, в числе прочего, метан. В некоторых вариантах осуществления третий хладагент содержит по меньшей мере 75 мол.% метана, по меньшей мере 90 мол.% метана или главным образом метан. В ходе расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, охлаждается с помощью по меньшей мере одного, предпочтительно двух-четырех, и более предпочтительно трех расширений, причем при каждом расширении в качестве устройства понижения давления применяется детандер.

Подходящие детандеры могут включать, например, расширительные клапаны Джоуля-Томсона, гидравлические детандеры и тому подобное. За расширением может следовать разделение газожидкостного продукта с помощью сепаратора. При использовании и должной эксплуатации гидравлического детандера некоторые из преимуществ включают повышенную эффективность, связанную с рекуперацией энергии, большее снижение температуры потока и образование меньшего количества пара на этапе мгновенного расширения. Эти преимущества могут возмещать или перекрывать повышенные капиталовложения и эксплуатационные расходы, связанные с детандером. В некоторых вариантах осуществления дополнительное охлаждение потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением оказывается возможным благодаря тому, что сначала мгновенно испаряют часть данного потока с помощью одного или нескольких гидравлических детандеров, и затем с помощью устройства косвенного теплообмена используют данный поток газа мгновенного испарения для охлаждения оставшейся части потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением. Подогретый поток газа мгновенного испарения далее рециркулируют путем возвращения, с учетом температуры и давления, в соответствующее местоположение в открытом метановом цикле, где он может быть повторно сжат.

Описанный в данном документе процесс сжижения может использовать один из нескольких типов охлаждения, таких как, в числе прочего, косвенный теплообмен, испарение и расширение или понижение давления. Используемый в настоящем документе термин «косвенный теплообмен» относится к процессу, в котором хладагент охлаждает вещество без осуществления физического контакта с веществом. Конкретные примеры устройств косвенного теплообмена включают, среди прочего, кожухотрубный теплообменник, теплообменник Core-in-Kettle и паяный алюминиевый пластинчато-ребристый теплообменник. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может меняться в зависимости от требований к системе сжижения и типу выбранного теплообменника. Например, кожухотрубный теплообменник может использоваться в том случае, когда хладагент находится в жидком состоянии, а вещество - в жидком или газообразном состоянии. Кожухотрубный теплообменник может также использоваться, когда или хладагент, или вещество подвергается фазовому превращению, и условия процесса не благоприятствуют использованию других теплообменников, например, теплобменника Core-in-Kettle.

Алюминий и алюминиевые сплавы часто используются в качестве материалов для сердечника теплообменников, но могут быть не пригодны для использования при определенных заданных условиях процесса. Например, пластинчато-ребристый теплообменник может использоваться, когда хладагент находится в газообразном состоянии и вещество - в жидком или газообразном состоянии. Наконец, теплообменник Core-in-Kettle может использоваться, когда вещество представляет собой жидкость или газ, а хладагент подвергается фазовому превращению из жидкого состояния в газообразное состояние в ходе теплообмена. Испарительное охлаждение относится к охлаждению вещества с помощью испарения или превращению в пар части вещества с помощью системы, поддерживаемой при постоянном давлении. Во время превращения в пар часть испаряющегося вещества поглощает тепло из части вещества, которая остается в жидком состоянии и, следовательно, жидкая часть охлаждается. Наконец, к охлаждению с помощью расширения или понижения давления относится охлаждение, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается в результате прохождения через устройство понижения давления. В некоторых вариантах осуществления устройство расширения может быть расширительным клапаном Джоуля-Томсона или гидравлическим/газовым детандером. Поскольку детандеры извлекают энергию работы из процесса расширения, при расширении становятся возможны более низкие температуры технологического потока.

Как видно на фиг.1, питающий поток природного газа подается по трубопроводу 100а во входной компрессор 66 ниже по потоку от блока осушки и блока удаления ртути, что приводит к образованию сжатого питающего потока природного газа. Сжатый питающий поток природного газа далее подается в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 100b для получения охлажденного питающего потока природного газа. Несколько других трубопроводов (например, 152, 202, 304) также ведут в пропановый холодильник 2 высокой ступени. В проиллюстрированном варианте осуществления газообразный метановый хладагент, который является частью замкнутой пропановой системы, вводится в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 152, в то время как сжатый этиленовый хладагент вводится по трубопроводу 202. Потоки 100b, 152 и 202 охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 6, 4 и 8, с образованием охлажденных газовых потоков, которые проходят соответственно по трубопроводам 102, 154 и 204. Косвенный теплообмен происходит между вышеупомянутыми потоками и пропаном, который был обработан следующим образом.

Газообразный пропан, являющийся частью замкнутой пропановой системы, может быть сжат в многоступенчатом (например, трехступенчатом) компрессоре 18, приводимым в действие газотурбинным приводом (не показан). Каждая ступень компрессора может быть отдельным блоком, которые механически соединены друг с другом, чтобы приводиться в действие одним приводом или сочетанием приводов. Образующийся в результате сжатый пропан может проходить через трубопровод 300 в охладитель 20, где он охлаждается и сжижается. Хотя давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением могут варьировать, типичные значения могут составлять примерно 100°F (38°С) и примерно 190 фунт/кв. дюйм абс. (1,34 МПа). Поток из охладителя 20 проходит по трубопроводу 302 в устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 12. Здесь давление сжиженного пропана понижается, благодаря чему происходит испарение или мгновенное испарение части сжиженного пропана. Образующийся в результате двухфазный продукт далее поступает по трубопроводу 304 в пропановый холодильник 2 высокой ступени.

После осуществления косвенного теплообмена газообразный пропан может выйти из пропанового холодильника 2 высокой ступени и вернуться в компрессор 18 по трубопроводу 306. Данный газообразный пропан поступает во входное отверстие высокой ступени компрессора 18. Оставшийся после косвенного теплообмена жидкий пропан может выходить из пропанового холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 308. Давление жидкого пропана может быть дополнительно понижено путем прохождения через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 14, при этом по меньшей мере часть сжиженного пропана мгновенно испаряется. Образующийся в результате двухфазный пропановый поток далее подается по трубопроводу 310 в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени, где он может служить в качестве хладагента.

Описанный выше охлажденный питающий поток природного газа может отводиться из холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 102 в сепарационное оборудование 10, которое может разделять поток на газовую и жидкую фазы. Жидкая фаза может быть обогащена С₃+ компонентами и удаляется по трубопроводу 103. Газовая фаза выходит из сепарационного оборудования 10 по трубопроводу 104, который разветвляется на два отдельных трубопровода (106 и 108). Поток в трубопроводе 106 проходит в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени. Поток сжатого этиленового хладагента также вводится в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени (по трубопроводу 204). Потоки, которые протекают по трубопроводам 106 и 204, охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 24 и 26, с образованием охлажденных газовых потоков в трубопроводах 110 и 101. После того как пропановый хладагент охладил потоки, по меньшей мере часть пропана испаряется. Эта испарившаяся часть отделяется и проходит по трубопроводу 311 во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора 18. Оставшаяся жидкая часть пропанового хладагента из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени отводится по трубопроводу 314 и подвергается мгновенному испарению при прохождении через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 16. Мгновенно испарившийся пропан далее подается в пропановый холодильник/конденсатор 28 низкой ступени по трубопроводу 316.

В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.1, поток природного газа поступает из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени по трубопроводу 110 и объединяется с охлажденным потоком природного газа из трубопровода 109, с формированием объединенного потока природного газа. Часть объединенного потока природного газа далее поступает в пропановый холодильник 28 низкой ступени по трубопроводу 116. В пропановый холодильник 28 низкой ступени также поступают часть второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, по трубопроводу 206 и поток этиленового хладагента по трубопроводу 101. Объединенный поток природного газа, второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и поток этиленового хладагента охлаждаются устройствами косвенного теплообмена 30, 32 и 33 соответственно, с образованием охлажденных газовых потоков 112, 125a и 208 соответственно. Устройства косвенного теплообмена образуют испаренный пропан, который удаляется из пропанового холодильника 28 низкой ступени и возвращается во впускное отверстие низкой ступени компрессора 18 по трубопроводу 320. В некоторых вариантах осуществления в пропановом холодильном цикле используется холодильник высокой ступени и холодильник низкой ступени.

Как видно снова из фиг.1, часть охлажденного потока природного газа, выходящего из пропанового холодильника 28 низкой ступени, вводится в сепаратор 400 по трубопроводу 112. Сепаратор 400 разделяет охлажденный поток природного газа на первый поток тяжелых фракций и первый поток легких фракций. Сепаратор 400 обычно работает при высоких давлениях. Первый поток тяжелых фракций из сепаратора 400 направляется в среднюю часть колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 105. Первый поток легких фракций из сепаратора 400 подается в детандер 62 (который приводит в движение входной компрессор 66). После расширения первый поток легких фракций вводится в сепаратор 402 по трубопроводу 107. Часть потока, который выходит из сборника-разделителя 21, может также вводиться в сепаратор 402 по трубопроводу 119. Потоки в сепараторе 402 образуют второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций. Как правило, сепаратор 402 работает при относительно низких давлениях. В некоторых вариантах осуществления сепаратор 400 работает при более высоком давлении, чем сепаратор 402. Второй поток легких фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 111. Аналогичным образом, второй поток тяжелых фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 113. Размещение колонны 60 удаления тяжелых фракций непосредственно ниже по потоку от пропанового холодильника 28 низкой ступени расширяет приемлемые технологические параметры колонны 60 удаления тяжелых фракций по сравнению с известными системами. Колонна 60 удаления тяжелых фракций производит парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 125b, и жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 121.

Жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 121, подается в ребойлер 67. В ребойлере 67 происходит теплообмен между жидким потоком, обогащенным тяжелыми фракциями, введенным по трубопроводу 121, и по меньшей мере частью по