СПОСОБ ОЧИСТКИ МНОГОФАЗНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТОКА И ПРЕДНАЗНАЧЕННАЯ ДЛЯ ЭТОГО УСТАНОВКА
METHOD OF PURIFYING MULTI-PHASE HYDROCARBON FLOW AND INSTALLATION INTENDED THEREFORE

Группа изобретений относится к способу и установке для очистки многофазного углеводородного потока.
Способ и установка обеспечивают получение очищенного жидкого углеводородного потока. Может дополнительно производиться поток топливного газа низкого давления.
Обычным источником многофазного углеводородного потока является поток природного газа или многофазный поток, получаемый из природного газа, например образованием многофазного потока, содержащего паровую фазу и жидкую фазу, путем охлаждения и/или изменения давления природного газа. Описанные в заявке способы могут, таким образом, использоваться для получения очищенного жидкого углеводородного потока в виде сжиженного природного газа (СПГ).
Природный газ является ценным источником топлива, будучи в то же время источником различных углеводородных соединений. Часто по разным причинам оказывается желательным сжижать природный газ на установке сжиженного природного газа у или вблизи источника потока природного газа. Например, природный газ можно легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, чем в газовой форме, поскольку жидкая форма занимает меньший объем и не требует хранения под высоким давлением.
Как правило, природный газ, содержащий преимущественно метан, поступает на установку СПГ при повышенных давлениях и предварительно обрабатывается с целью получения очищенного сырьевого потока, пригодного для сжижения при криогенных температурах. Очищенный газ обрабатывается на нескольких стадиях охлаждения с использованием теплообменников для постепенного снижения его температуры до тех пор, пока не произойдет сжижение. Жидкий природный газ после этого дополнительно охлаждают и расширяют до конечного атмосферного давления, которое удобно для хранения и транспортировки. Пар, образующийся при мгновенном испарении при каждом расширении, может использоваться как источник топливного газа.
Некоторые углеводородные потоки, такие как природный газ, могут содержать значительные количества азота, в связи с чем, если не принимать специальных мер для удаления из углеводородного потока по крайней мере части азота, топливный газ и произведенный сжиженный углеводородный поток могут содержать нежелательно высокие уровни азота. Многие технические условия на СПГ требуют, чтобы в конечном продукте было менее 1 мол. % азота.
2
В US 2008/0066493 раскрыт способ очистки сжиженного природного газа с образованием потока жидкого природного газа с пониженным содержанием компонентов, имеющих низкие температуры кипения, таких как азот (N). Способ включает в себя расширение сжиженного природного газа с образованием расширенной многофазной текучей среды и ввод многофазной текучей среды в колонну ниже по потоку от секции газожидкостного контакта, в результате чего получают кубовый жидкий поток с пониженным содержанием компонентов с низкими температурами кипения и верхний газообразный поток, обогащенный компонентами с низкими температурами кипения, такими как азот. Кубовый жидкий поток направляется в аппарат мгновенного испарения. Верхний газообразный поток, обогащенный компонентами с низкими температурами кипения, нагревается в теплообменнике и затем сжимается до давления топливного газа, в результате чего получают топливный газ. От топливного газа отделяется рециркуляционный поток, который по крайней мере частично конденсируется в теплообменнике против верхнего газового потока, обогащенного компонентами с низкими температурами кипения, и вводится в колонну выше секции газожидкостного контактирования в виде потока орошения. В ряде вариантов осуществления US 2008/0066493 в теплообменнике нагревается также второй газообразный поток (из аппарата мгновенного испарения), который затем сжимается до давления топливного газа и добавляется к рециркуляционному потоку.
Таким образом, по крайней мере часть холода, содержащегося в верхнем газообразном потоке, используется для повторной конденсации рециркуляционого потока с целью образования орошения, причем этот холод не может быть использован для охлаждения какого-либо другого технологического потока где-либо в другом месте в процессе.
В своем первом аспекте настоящее изобретение предлагает способ очистки многофазного углеводородного потока с образованием. очищенного жидкого углеводородного потока, который (способ) включает в себя по меньшей мере стадии:
- создание многофазного углеводородного потока из природного газа, который (многофазный углеводородный поток) содержит паровую фазу и жидкую фазу;
- подача многофазного углеводородного потока в первый газожидкостный сепаратор;
- разделение многофазного углеводородного потока, в первом газожидкостном сепараторе при первом давлении с образованием углеводородного парового потока первого сепаратора, содержащего углеводороды и азот, и нижнего потока первого сепаратора;
- разделение нижнего потока первого сепаратора во втором газожидкостном сепараторе при втором давлении с образованием углеводородного парового потока второго сепаратора и очищенного жидкого углеводородного потока в виде СПГ, причем второе давление ниже первого давления;
- сжатие углеводородного парового потока второго сепаратора в компрессоре головного потока с образованием отпаривающего парового потока; и
- подача отпаривающего парового потока в первый газожидкостный сепаратор на уровне по вертикали ниже уровня, на котором в первый газожидкостный сепаратор вводится многофазный углеводородный поток.
В другом аспекте настоящего изобретения предлагается установка для очистки многофазного углеводородного потока, содержащего жидкую фазу и паровую фазу, в результате чего получают очищенный жидкий углеводородный поток в виде СПГ, которая (установка) содержит по меньшей мере:
- средство для создания многофазного углеводородного потока из природного газа, которое включает в себя по меньшей мере одну секцию сжижения и одно или более расширительных устройств для углеводородного потока;
- первый газожидкостный сепаратор, предназначенный для приема многофазного углеводородного потока и разделения его на углеводородный паровой поток первого сепаратора, содержащий углеводороды и азот, и нижний поток первого сепаратора, причем указанный первый газожидкостный сепаратор имеет первый вход для подачи многофазного углеводородного потока в первый газожидкостный сепаратор, первый выход для вывода углеводородного парового потока первого сепаратора из первого газожидкостного сепаратора, второй выход для вывода нижнего потока первого сепаратора из первого газожидкостного сепаратора и второй вход, расположенный на уровне по вертикали более низком указанного первого входа, для подачи отпаривающего парового потока в первый газожидкостный сепаратор;
- второй газожидкостный сепаратор, предназначенный для приема нижнего потока первого сепаратора и разделения его на углеводородный паровой поток второго сепаратора и очищенный жидкий углеводородный поток в виде СПГ, причем указанный второй газожидкостный сепаратор имеет первый вход, сообщающийся по текучей среде со вторым выходом первого газожидкостного сепаратора, для подачи нижнего потока первого сепаратора во второй газожидкостный сепаратор, первый выход для вывода углеводородного парового потока второго сепаратора из второго газожидкостного сепаратора и второй выход для вывода очищенного жидкого углеводородного потока из второго газожидкостного сепаратора;
- расширительное устройство для нижнего потока, размещенное между вторым выходом первого газожидкостного сепаратора и первым входом второго газожидкостного сепаратора, для понижения давления нижнего потока первого сепаратора; и
- компрессор головного потока, предназначенный для сжатия углеводородного парового потока второго сепаратора с образованием отпаривающего парового потока, который (компрессор головного потока) имеет вход, сообщающийся по текучей среде с первым выходом второго газожидкостного сепаратора, для приема углеводородного парового потока второго сепаратора и выход, сообщающийся по текучей среде со вторым входом первого газожидкостного сепаратора для вывода отпаривающего парового потока.
Варианты осуществления далее описываются только с помощью примеров со ссылками на прилагаемые не ограничивающие изобретения чертежи, из которых:
фиг.1 - диаграммная схема способа и установки для очистки многофазного углеводородного потока согласно одному из вариантов осуществления; и
фиг.2 - диаграммная схема способа и установки для сжижения потока углеводородного сырья, включающая способ и установку для очистки многофазного углеводородного потока.
Для целей данного описания, один и тот же номер ссылочной позиции будет присвоен как линии, так и потоку, переносимому в этой линии.
Раскрытые в заявке способы и установки предлагают улучшение в разделении компонентов многофазного потока на двух последовательных этапах в двух газожидкостных сепараторах, работающих при разных давлениях. Углеводородный паровой поток второго сепаратора из второго газожидкостного сепаратора сжимается в компрессоре головного потока и возвращается в первый газожидкостный сепаратор в виде отпаривающего парового потока.
Настоящее изобретение может успешным образом предложить способ и установку для очистки многофазного углеводородного потока, в результате чего может быть получен очищенный жидкий углеводородный поток, который не требует для создания потока орошения использования холода в верхнем газообразном потоке.
В способе и на установке настоящего изобретения успешным образом используется отпаривающий пар в первом газожидкостном сепараторе, который образуется при сжатии парового потока из второго газожидкостного сепаратора, для усиления разделения компонентов. Получение отпаривающего пара из второго газообразного потока позволяет использовать второй газообразный поток для улучшения разделения компонентов без необходимости повторной конденсации его или его части.
Таким образом, холод в углеводородном паровом потоке первого сепаратора, который в US 2008/0066493 был необходим для создания орошения с целью достижения желаемой эффективности в разделении компонентов, в данном случае высвобожден для использования с какой-либо иной целью. Естественно, что изобретение не исключает возможности того, что поток орошения может все еще создаваться (с использованием холода от углеводородного пара первого сепаратора и/или от внешнего хладагента) и использоваться для дополнительного улучшения разделения компонентов. Но это совершенно необязательно. В ряде вариантов осуществления изобретения поток орошения, такой как используется в US 2008/0066493, не требуется.
Одно или более устройств для расширения углеводородного потока, а также первый и второй газожидкостные сепараторы могут образовывать часть системы конечного мгновенного испарения СПГ. Аналогичным образом понижение давления по крайней мере частично сжиженного углеводородного потока для создания многофазного углеводородного потока и последующего разделения в первом и втором газожидкостных сепараторах могут образовывать часть процесса конечного мгновенного испарения СПГ.
Соответственно, образование многофазного углеводородного потока из природного газа может включать следующие стадии:
- создание потока углеводородного сырья из потока природного газа при повышенном давлении;
- выделение продолжающегося углеводородного потока из потока углеводородного сырья;
- подача продолжающегося потока в секцию охлаждения и сжижения, где он охлаждается и по крайней мере частично сжижается, в результате чего образуется по крайней мере частично сжиженный углеводородный поток;
- подача по крайней мере частично сжиженного углеводородного потока на вход по крайней мере одного устройства для расширения углеводородного потока и снижения там давления по крайней мере частично сжиженного углеводородного потока, в результате чего получают многофазный углеводородный поток.
Многофазный поток может содержать паровую фазу и жидкую фазу. Очищенный жидкий углеводородный поток, полученный согласно настоящему изобретению, в частности полученный в виде СПГ, может иметь технические характеристики, позволяющие его испарять и использовать в качестве сетевого газа.
Не имея намерения быть связанным следующим объяснением по аналогии, заявитель полагает, что компрессор головного потока подает тепло сжатия углеводородному паровому потоку второго сепаратора и, таким образом, выполняет функцию специального ребойлера, производящего отпаривающий паровой поток при более высоких давлении и температуре, чем давление и температура углеводородного парового потока второго сепаратора, для первого газожидкостного сепаратора. Этот отпаривающий паровой поток усиливает отделение компонентов с более низкой температурой кипения, таких как азот, из расширенного углеводородного потока в первом газожидкостном сепараторе. Компоненты с более низкой температурой кипения выбрасываются в углеводородный паровой поток первого сепаратора.
Если углеводородный паровой поток первого сепаратора не является чистым азотом, а содержит также определенный набор углеводородов, можно использовать этот поток в качестве топливного газа. Таким образом, способ может дополнительно включать:
- извлечение потока топливного газа низкого давления (НД) из углеводородного парового потока первого сепаратора; и
- подачу потока топливного газа низкого давления в сжигающее устройство при давлении топливного газа, не превышающем давление потока углеводородного газа первого сепаратора. Первое давление первого газожидкостного сепаратора может быть равным давлению топливного газа или быть выше его. Ни углеводородный паровой поток первого сепаратора, ни поток топливного газа низкого давлении преимущественно не подвергаются сжатию перед их применением в сжигающем устройстве.
В US 2008/0066493 азот (N2) и другие парообразные составляющие, которые отделяются в колонне, сжимаются и выбрасываются в поток топливного газа высокого давления. В таблице 1 документа US 2008/0066493 раскрыт пример, в котором сырьевой поток природного газа с содержанием азота 3,05 мол. % обрабатывается, давая поток сжиженного природного газа с содержанием азота 0,65 мол. % и топливный газ с содержанием азота 24 мол. %. Однако потоки топливного газа с высоким содержанием азота могут создавать значительные проблемы при их использовании на топливно-газовых турбинах, которые обычно используются для приведения в действие компрессоров или электрогенераторов на какой-либо установке сжижения. Например, многие турбины, работающие на получаемом из воздуха газе, не способны в настоящее время выдерживать содержания азота в их топливном газе выше 15%.
В связи с этим в предпочтительных вариантах осуществления настоящих способов и установок углеводородный паровой поток первого сепаратора используется как поток топливного газа низкого давления. Топливный газ с большими количествами азота может все же использоваться в качестве топливного газа низкого давления, например, для печей, котлов и/или двухтопливных дизельных двигателей.
Для целей использования в данной заявке, выражение «низкое давление» в потоке топливного газа низкого давления близко по смыслу к потоку топливного газа «высокого давления», который требуется для работы газовых турбин. В настоящем описании топливный газ низкого давления может быть под давлением в пределах от 2 до 15 бар (абс) и, более конкретно, от 2 до 10 бар (абс). Топливо высокого давления (ВД) может быть при давлении 15 бар (абс) или выше, обычно в пределах от 15 до 40 бар (абс) и, более конкретно, от 20 до 30 бар (абс).
Первый газожидкостный сепаратор может успешным образом эксплуатироваться при подходящем или более высоком давлении топливного газа, благодаря чему углеводородный паровой поток первого сепаратора может быть успешным образом обеспечен при достаточно высоком давлении, которое не требует перед его использованием сжатия или значительного сжатия. По этой причине предпочтительно выбирать такое первое давление газожидкостного сепаратора, чтобы получать углеводородный паровой поток первого сепаратора под давлением равным или более высоким, чем заданное давление топливного газа.
2
2
В частности, при его использовании в качестве топлива низкого давления углеводородный паровой поток первого сепаратора настоящего изобретения может содержать N в широком диапазоне, например в пределах от 30 до 95 мол. % N и, более предпочтительно, от 60 до 95 мол. %.
Таким образом, настоящее изобретение может быть с успехом использовано для создания потока топливного газа низкого давления, пригодного для использования в сжигающих устройствах, таких как печи или мусоросжигатели, или, например, в двухтопливных дизельных двигателях, которые могут использоваться для генераторов электростанций. Поток топливного газа низкого давления может выделяться из углеводородного парового потока первого сепаратора путем нагрева. Углеводородный паровой поток первого сепаратора может направляться в любое подходящее теплообменное устройство, в котором он может быть использован для охлаждения технологического потока. Технологический поток преимущественно может поступать в виде части природного газа с целью охлаждения этой части природного газа.
С целью получения потока топливного газа высокого давления, пригодного для использования в качестве топлива для газовых турбин, раскрытые в заявке способ очистки и установка могут быть включены в способ сжижения углеводородного сырьевого потока и соответствующую установку. Топливный газ высокого давления может выделяться из потока углеводородного сырья перед сжижением. Это выгодно по той причине, что поток углеводородного сырья может иметь низкое содержание азота по сравнению с потоком топливного газа низкого давления, выделяемого из углеводородного парового потока первого сепаратора. Кроме того поток углеводородного сырья является потоком высокого давления, благодаря чему нет необходимости в дополнительном сжатии части этого потока для использования в качестве потока топливного газа. Таким образом, отсутствует необходимость в компрессоре для топливного газа высокого давления. В случае необходимости, если поток углеводородного сырья находится под слишком высоким давлением, давление выделенного топливного газа может быть (но необязательно) снижено перед его использованием в качестве топлива.
Наряду с этим раскрытый в заявке способ имеет то преимущество, что в нем устранено использование газообразного потока, производимого путем расширения сжиженного углеводородного потока, в качестве потока топливного газа высокого давления. Такие газообразные потоки, производимые с помощью поэтапного газожидкостного разделения, такого как операции конечного мгновенного испарения, должны были бы иметь более высокое содержание более низко кипящих компонентов, таких как азот, по сравнению с жидким продуктом, производимым сепаратором.
Обратимся к чертежам. На фиг.1 приведены способ и установка 1 для очистки многофазного углеводородного потока 145 согласно первому варианту осуществления. Многофазный углеводородный поток 145 образуется из природного газа. Многофазный углеводородный поток 145 содержит паровую и жидкую фазы. Ниже со ссылками на фиг.2 более детально обсуждается один из примеров того, как может быть создан многофазный углеводородный поток 145.
Многофазный углеводородный поток 145 подается на первый вход 148 первого газожидкостного сепаратора 150. Первый газожидкостный сепаратор 150 производит углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора в виде верхнего потока на первом выходе 151 и нижний поток 155a первого сепаратора, представляющий собой жидкий поток, на втором выходе 152 у или вблизи низа первого газожидкостного сепаратора 150. Первый газожидкостный сепаратор 150 может иметь форму разделительной колонны типа фракционирующей или перегонной колонны. Первый газожидкостный сепаратор 150 преимущественно выполняется в виде колонны для отделения азота. Углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора содержит, как правило, углеводороды, как правило, преимущественно метан и азот.
Разделение проводится при первом давлении, которое преимущественно лежит в пределах от 2 до 10 бар (абс), с целью достижения еще более низкого содержания азота в жидком углеводородном потоке, который при этом оставался бы применимым в качестве потока топливного газа низкого давления.
Для улучшения разделения в первом газожидкостном сепараторе 150 на второй вход 149 подается отпаривающий паровой поток 185a. Второй вход 149, как правило, содержит известное специалистам паровпускное устройство. Второй вход 149 расположен преимущественно на уровне по вертикали более низком, чем уровень первого входа 148, с целью обеспечения эффективной отгонки более легких компонентов углеводородной смеси, таких как азот, из жидкой фазы многофазного углеводородного потока в паровую фазу. Как правило, первый вход 148 может содержать в себе известный специалистам впускной распределитель.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления первый газожидкостный сепаратор 150 содержит в себе контактную зону, преимущественно содержащую с целью улучшения разделения средство 154 усиления контакта, такое как тарелки или насадка. Средство 154 усиления контакта преимущественно расположено по вертикали между первым и вторым входами 148, 149.
Средство усиления контакта может включать в себя множество расположенных одна над другой тарелок, конфигурация которых может обеспечить течение жидкой фазы по горизонтали вдоль каждой тарелки и отекание на следующую тарелку, в то время как паровая фаза будет пробулькивать через отверстия в тарелках. Это увеличивает площадь контакта между жидкой и паровой фазами. В альтернативном случае средство усиления контакта может состоять из насадки. Контактная зона насадки действует аналогично тарелкам в случае насадки, которая может быть как структурированной, так и бесструктурной, увеличивая площадь контакта между жидкой и паровой фазами.
2
Углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора может содержать углеводороды и больший или равный 30 мол. % запас N. Предпочтительно, чтобы углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора имел давление ниже или равное 10 бар (абс).
Поток 215 топливного газа низкого давления может быть получен из углеводородного парового потока 205 первого сепаратора. Углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора может, например, направляться в теплообменник 210 топливного газа, где он нагревается от нагревающего потока 355, в результате чего образуется поток 215 топливного газа низкого давления, например при давлении примерно 5 или 6 бар (абс). Одновременно нагревающий поток охлаждается и превращается в охлажденный нагревающий поток 365.
Теплообменником 210 топливного газа может быть нагреватель, такой как внешний нагреватель, в случае чего нагревающий поток 355 может подаваться в виде окружающего воздуха или внешней воды с образованием охлажденного нагревающего потока 365 в виде потока охлажденного воздуха или охлажденной воды. Охлажденный нагревающий поток 365 может использоваться в качестве промежуточного потока для быстрого охлаждения другого потока. Однако в предпочтительных вариантах осуществления нагревающий поток 355 подается в виде технологического потока, для которого требуется охлаждение, в результате чего образуется дополнительный охлажденный технологический поток. Этим путем энергия холода углеводородного парового потока 205 первого сепаратора может эффективно использоваться для обеспечения охлаждения технологического потока на установке 1, например углеводородного потока или потока хладагента. Приведен пример, относящийся к варианту осуществления на фиг.2.
2
Поток 215 топливного газа низкого давления может содержать большее или равное 30 мол. % количество N. Поток 215 топливного газа низкого давления может далее направляться в сеть топливного газа низкого давления. На фиг.1 показан поток 215 топливного газа низкого давления, направляемый непосредственно к одному или более потребителям 220 топливного газа низкого давления, например к сжигающему устройству, такому как печь, котел или двухтопливный дизельный двигатель. Такие сжигающие устройства, как это известно специалистам, обычно способны выдерживать высокие уровни азота в топливном газе низкого давления.
Нижний поток 155a первого сепаратора из первого газожидкостного сепаратора 150 может подаваться на первый вход 158 второго газожидкостного сепаратора 160. Второй газожидкостный сепаратор 160 работает при втором давлении, которое ниже первого давления, используемого для обеспечения разделения в первом газожидкостном сепараторе 150. Второе давление преимущественно ниже 4 бар (абс), но, еще более предпочтительно, ниже 2 бар (абс). Предпочтительным образом, второе давление может быть равно или близко к атмосферному давлению. В соответствии с представлениями настоящего раскрытия, «равно или близко к атмосферному давлению» преимущественно предполагает давление между 1 и 1,3 бар (абс).
Если падение давления между первым и вторым газожидкостными сепараторами 150, 160 не достаточно для обеспечения подходящего второго давления, нижний поток 155a первого сепаратора может пропускаться через устройство 200 для расширения нижнего потока, которое подает (расширенный) нижний поток 155b первого сепаратора на первый вход 158 второго газожидкостного сепаратора 160 при втором давлении.
Второй газожидкостный сепаратор 160 производит углеводородный паровой поток 175 второго сепаратора в виде верхнего потока на первом выходе 161 и очищенный жидкий углеводородный поток 165 на втором выходе 162. Вторым газожидкостным сепаратором 160 может быть подходящий аппарат для мгновенного испарения.
Очищенный жидкий углеводородный поток 165, которым может быть поток ЛПГ, если источником многофазного углеводородного потока 145 является природный газ, может производиться при или вблизи атмосферного давления. Очищенный жидкий углеводородный поток 165 может направляться в резервуар-хранилище 170, например в резервуар-хранилище криогенного типа.
Углеводородный паровой поток 175 второго сепаратора направляется в компрессор 180 верхнего потока, где он сжимается с образованием отпаривающего парового потока 185. Компрессор 180 верхнего потока может приводиться в действие механически с помощью привода 190 компрессора верхнего потока, например газовой турбины, паровой турбины и/или электромотора. Отпаривающий паровой поток 185 может в некоторых случаях смешиваться с дополнительным отпаривающим паровым потоком 235 с образованием объединенного отпаривающего парового потока 185a перед тем как последний будет направлен на второй вход 149 первого 185 газожидкостного сепаратора 150 для улучшения в нем разделения. Отпаривающий паровой поток 185 производится при некотором третьем давлении, которое, как правило, должно быть равным или несколько выше первого давления, например первое давление плюс возможная потеря давления между нагнетательным концом компрессора 180 для верхнего потока и вторым входом 149 первого газожидкостного сепаратора 150. Третье давление может быть, например, на 0-2 бар (абс) выше первого давления.
Дополнительный отпаривающий паровой поток 235 может содержать испарившийся продукт из криогенного резервуара-хранилища. В случае криогенного хранения очищенного жидкого углеводорода можно ожидать некоторую степень испарения очищенного жидкого углеводорода в резервуаре-хранилище 170 из-за несовершенной термоизоляции и температурных флуктуации. Образующийся в результате испарения пар может удаляться в виде потока 195 испарившегося газа. Поток 195 испарившегося газа может подаваться в компрессор 230 для испарившегося газа, где он сжимается с образованием потока 235 сжатого испарившегося газа для использования в качестве дополнительного отпаривающего парового потока. Компрессор 230 для испарившегося газа может приводиться в действие с помощью привода 240 компрессора для испарившегося газа, такого как газовая или паровая турбина и/или электромотор.
В одном из альтернативных вариантов осуществления, не показанном на фиг.1, дополнительный отпаривающий паровой поток 235 может вводиться непосредственно в еще один отдельный вход первого газожидкостного сепаратора 150. Окончательный выбор того, где дополнительный отпаривающий паровой поток 235 должен подаваться в первый газожидкостный сепаратор, может определяться составом и температурой дополнительного отпаривающего парового потока 235, такого как поток сжатого испарившегося газа.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления раскрытый в заявке способ может быть использован как часть процесса сжижения для потока углеводородного сырья, в случае чего подвергаемый очистке многофазный углеводородный поток может быть образован путем охлаждения и/или изменения давления потока углеводородного сырья. Поток углеводородного сырья может быть любым подходящим газовым потоком, который должен быть охлажден и сжижен, но обычно им является поток природного газа, получаемый из залежей природного газа или нефти. В альтернативном случае поток углеводородного сырья можно получать из какого-либо другого источника, включая синтетический источник типа процесса Фишера-Тропша.
Как правило, поток природного газа представляет собой углеводородную композицию, состоящую в основном из метана. Преимущественно поток углеводородного сырья содержит по меньшей мере 50 мол. % и. более предпочтительно, по меньшей мере 80 мол. % метана.
2
2
2
2
2
2
Углеводородные композиции такие как природный газ могут также содержать неуглеводородные компоненты, такие как HO, N, CO, Hg, HS и другие соединения серы, и т.п. Перед охлаждением и возможным сжижением природный газ может быть при желании предварительно обработан. Эта предварительная обработка может включать уменьшение содержания и/или удаление нежелательных компонентов, таких как CO и HS, или другие операции, такие как раннее охлаждение, предварительное сжатие и т.п. Поскольку все эти операции хорошо известны специалистам в данной области, далее они здесь обсуждаться не будут.
2
Таким образом, выражение «поток углеводородного сырья» может включать композиции без какой-либо предшествующей обработки, которой может быть очистка, обезвоживание и/или промывка, а также любую композицию, которая была частично, в значительной степени или полностью обработана с целью снижения содержания и/или удаления одного или более соединений или веществ, включая (но не ограничиваясь ими) серу, соединения серы, диоксида углерода, воду, Hg и один или более C+-углеводородов.
В зависимости от источника природный газ может содержать различные количества углеводородов более тяжелых, чем метан, таких, в частности, как этан, пропан и бутаны, и, возможно, меньшие количества пентанов и ароматических углеводородов. Состав меняется в зависимости от типа и местонахождения газа.
Традиционно более тяжелые чем метан углеводороды удаляются до некоторой степени из потока углеводородного сырья перед сжижением по нескольким причинам, таким как то, что они имеют различные температуры замерзания и сжижения, что может привести к блокированию ими частей установки сжижения метана, или с целью обеспечения желаемых технических условий на сжижаемый продукт. C2+-углеводороды могут отделяться от потока углеводородного сырья, либо может снижаться их содержание с помощью деметанизатора, который производит обогащенный метаном верхний углеводородный поток и обедненный метаном нижний поток, содержащий C2+-углеводороды. Обедненный метаном нижний поток может затем направляться в другие сепараторы, в результате чего получают потоки сжиженного нефтяного газа (СНГ) и конденсата.
После разделения полученный таким образом углеводородный поток может быть дополнительно охлажден, преимущественно сжижен. Охлаждение можно осуществлять с помощью ряда известных в технике способов. Углеводородный поток пропускается против одного или более потоков хладагентов в одном или более контуров хладагентов. Такой контур хладагента может содержать в себе один или более компрессоров хладагентов для сжатия по крайней мере частично испаренного потока хладагента, в результате чего образуется поток сжатого хладагента. Поток сжатого хладагента может затем охлаждаться в холодильном устройстве, таком как воздушный или водяной холодильник, в результате чего образуется поток хладагента. Компрессоры хладагентов могут быть приведены в действие с помощью одной или более газовых и/или паровых турбин и/или электромоторов.
Охлаждение углеводородного потока может проводиться в одну или более стадий. Начальное охлаждение, называемое также предварительным охлаждением или вспомогательным охлаждением, может проводиться с использованием хладагента предварительного охлаждения, например смесевого хладагента, контура хладагента предварительного охлаждения в одном или более теплообменниках предварительного охлаждения, в результате чего можно получать предварительно охлажденный углеводородный поток. Предварительно охлажденный углеводородный поток преимущественно частично сжижен, в частности при температуре ниже 0°С.
Такие теплообменники предварительного охлаждения могли бы заключать в себе стадию предварительного охлаждения наряду с возможным последующим охлаждением, проводимом в одном или более главных теплообменниках для сжижения некоторой фракции углеводородного потока на одной или более главных стадиях охлаждения и/или стадиях охлаждения с переохлаждением.
Таким образом, могут быть задействованы две или более стадии охлаждения, каждая из которых состоит из одного или более этапов, частей и т.д. Например, на каждой стадии охлаждения могут использоваться от одного до пяти теплообменников. Углеводородный поток или его фракция и/или хладагент могут не проходить через все и/или через аналогичные теплообменники какой-либо стадии охлаждения.
В одном из вариантов осуществления углеводород может быть охлажден и сжижен с помощью способа, включающего две или три стадии охлаждения. Стадия предварительного охлаждения предназначена преимущественно для снижения температуры потока углеводородного сырья ниже 0°С, обычно в пределах от -20 до -70°С.
Главная стадия охлаждения преимущественно отделена от стадии предварительного охлаждения. Иными словами, главная стадия охлаждения включает в себя один или более отдельных главных теплообменников. Главная стадия охлаждения преимущественно предназначена для снижения температуры углеводородного потока, обычно по крайней мере части углеводородного потока, охлажденной на стадии предварительного охлаждения, до температуры ниже -100°С.
Теплообменники для применения в качестве двух или более теплообменников для предварительного охлаждения и главных теплообменников хорошо известны в технике. Теплообменниками предварительного охлаждения преимущественно являются кожухотрубные теплообменники.
По меньшей мере одним из каких-либо главных теплообменников преимущественно является известный в технике криогенный теплообменник бобинного типа. В некоторых случаях теплообменник может содержать в своем корпусе одну или более секций охлаждения, а каждую секцию охлаждения можно рассматривать как стадию охлаждения или как теплообменник отдельный по отношению к другим положениям охлаждения.
В другом варианте осуществления один или оба потока хладагента для предварительного охлаждения и какой-либо главный поток хладагента могут пропускаться через один или более теплообменников, преимущественно через названные выше два или более теплообменников предварительного охлаждения и главный теплообменник, в результате чего образуются охлажденные потоки хладагентов.
Если хладагентом является смесевой хладагент в контуре смесевого хладагента, таком как контур хладагента предварительного охлаждения или контур какого-либо главного хладагента, он может быть образован из смеси двух или более компонентов, выбираемых из группы, содержащей азот, метан, этан, этилен, пропан, пропилен, бутаны, пентаны и т.д. В отдельных или перекрывающихся контурах хладагентов или других охладительных контурах могут использоваться один или более других хладагентов.
Контур предварительного охлаждения может содержать в себе смесевой хладагент предварительного охлаждения. Главный контур хладагента может содержать в себе смесевой главный хладагент. Смесевой хладагент или поток смесевого хладагента, как он называется в заявке, содержит по меньшей мере 5 мол. % двух разных компонентов. Более предпочтительно содержание в смесевом хладагенте двух или более компонентов из группы, содержащей: азот, метан, этан, этилен, пропан, пропилен, бутаны и пентаны.
Обычный состав смесевого хладагента для предварительного охлаждения может быть следующим:
Метан (C1)
0-20 мол.%
Этан (C2)
5-80 мол.%
Пропан (C3)
5-80 мол.%
Бутан (C4)
0-15 мол.%
В сумме состав содержит 100 мол.%.
Обычный состав смесевого хладагента для главного охлаждения может быть следующим:
Азот
0-10 мол.%
Метан (C1)
30-70 мол.%
Этан (C2)
30-70 мол.%
Пропан (C3)
0-30 мол.%
Бутан (C4)
0-15 мол.%
В сумме состав содержит 100 мол.%.
В еще одном варианте осуществления предварительно охлажденный углеводородный поток, такой как предварительно охлажденный поток природного газа, может далее охлаждаться с образованием по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженного углеводородного потока, такого как поток СПГ. Дальнейшее охлаждение может проводиться на главной стадии охлаждения. Очищенный жидкий углеводородный поток, полученный с использованием описанных в заявке способа и установки, преимущественно хранится в одном или более резервуарах-хранилищах. Полностью сжиженный углеводородный поток преимущественно несколько переохлажден. Дальнейшее охлаждение, например на главной стадии охлаждения или на отдельной стадии переохлаждения, может, таким образом, включать в себя переохлаждение сжиженного углеводородного потока.
После сжижения по крайней мере частично (предпочтительно полно) сжиженный углеводородный поток может быть расширен с образованием многофазного углеводородного потока, который может далее обрабатываться в соответствии с описанными в заявке способом и установкой.
На фиг.2 показан второй вариант осуществления установки, на которой поток 85 сжатого углеводородного сырья очищается, охлаждается, по крайней мере частично сжижается и расширяется, в результате чего получают многофазный углеводородный поток 145, используемый в раскрытом в заявке способе очистки. Более детально описанный многофазный углеводородный поток 145 может быть получен на следующих стадиях:
- создание по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженного углеводородного потока 115; и
- расширение по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженного углеводородного потока 115 в одном или более устройствах 120, 140 с образованием многофазного углеводородного потока 145 в виде расширенного углеводородного потока.
По крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115 может быть получен на стадиях:
- создание потока 105 углеводородного сырья;
- разделение потока 105 углеводородного сырья на поток 107 топливного газа высокого давления и продолжающийся углеводородный поток 108;
- по крайней мере частичное (предпочтительно полное) сжижение продолжающегося углеводородного потока 108 путем охлаждения по крайней мере части продолжающегося углеводородного потока 108 в одном или более теплообменниках 110а, 110b, в результате чего получают по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115.
Поток 107 топливного газа высокого давления может иметь одно или оба из: содержание азота ниже 15 мол. % и давление выше 15 бар (абс). Поток 107 топливного газа высокого давления может успешным образом подаваться одному или более потребителям 300, таким как газовые турбины.
Для разделения потока 105 углеводородного сырья на продолжающийся углеводородный поток 108 и поток 107 топливного газа высокого давления может быть предусмотрено устройство 80 для разделения подаваемого потока. Устройство 80 для разделения подаваемого потока преимущественно имеет вход 78 для впуска потока 105 углеводородного сырья, первый выход 81 для потока 107 топливного газа высокого давления и второй выход 82 для продолжающегося углеводородного потока 108.
В некоторых вариантах осуществления стадия по крайней мере частичного (предпочтительно полного) сжижения может включать:
- предварительное охлаждение по крайней мере части продолжающегося углеводородного потока 108 в одном или более теплообменниках 110а предварительного охлаждения против хладагента предварительного охлаждения в контуре хладагента предварительного охлаждения, в результате чего образуется предварительно охлажденный углеводородный поток 113; и
- по крайней мере частичное (предпочтительно полное) сжижение по крайней мере части 113b предварительно охлажденного углеводородного потока 113 в одном или более теплообменниках 110b главного охлаждения против хладагента главного охлаждения, циркулируемого в контуре хладагента главного охлаждения, в результате чего образуется по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115.
Указанные варианты осуществления могут дополнительно включать стадии:
- подача части 113b предварительно охлажденного углеводородного потока 113 в теплообменник 210 топливного газа в качестве нагревающего потока 355;
- охлаждение указанной части 113b предварительно охлажденного углеводородного потока в теплообменнике топливного газа углеводородным паровым потоком 205 первого сепаратора, в результате чего образуется охлажденный технологический поток 365;
- подача охлажденного технологического потока 365 в одно или более устройств 120, 140 с целью расширения углеводородных потоков.
Таким образом, установка может включать в себя одну или более стадий 110 для охлаждения и по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжижения продолжающегося углеводородного потока 108 для получения частично, предпочтительно полностью сжиженного углеводородного потока 115. Указанные одна или более стадий 110 охлаждения преимущественно имеют вход 109 для продолжающегося углеводородного потока 108, сообщающийся по текучей среде со вторым выходом 82 устройства 80 разделения потока сырья и выходом 112 для по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженного углеводородного потока 115, соединенного с входом 118 одного или более устройств 120, 140 для расширения углеводородных потоков.
Поток 85 углеводородного сырья, которым может быть природный газ, подается в виде сжатого потока обычно под давлением в пределах от 30 до 90 бара (абс). Поток 85 углеводородного сырья может подаваться в секцию 90 удаления кислого газа. Секция 90 удаления кислого газа снижает содержание кислых газов, таких как диоксид углерода и сероводород, в потоке 85 углеводородного сырья с помощью известных способов, в результате чего получают очищенный углеводородный поток 95.
Очищенный углеводородный поток 95, который будет обеднен кислыми газами, может затем быть направлен на установку экстракции жидкостей природного газа (ЖПГ), возможно через сушилку (не показана). На установке 100 экстракции ЖПГ по крайней мере часть любых жидкостей природного газа, таких как пропан, бутаны и пентаны вместе с более тяжелыми углеводородами, могут быть удалены с использованием, например, одной или более промывных колонн. Установка 100 экстракции ЖПГ производит поток 105 углеводородного сырья, который может быть обеднен жидкостями природного газа.
На фиг.2 показан поток 105 углеводородного сырья, подаваемый на вход 78 устройства 80 разделения сырьевого потока, где он разделяется на поток 107 топливного газа высокого давления на первом выходе 81 и продолжающийся углеводородный поток 108 на втором выходе 82.
В одном из альтернативных вариантов осуществления, не показанном на фиг.2, поток 107 топливного газа высокого давления может отбираться из потока 85 углеводородного сырья и/или очищенного углеводородного потока 95 вместо потока 105 углеводородного сырья. Точка отбора потока 107 топливного газа высокого давления определяется в соответствии с составом углеводородной смеси. Например, если углеводородная смесь изначально содержит мало кислых газов, поток 107 топливного газа высокого давления может отбираться из потока 85 углеводородного сырья и при этом давление будет снижаться в устройстве типа клапана 106, расположенном на линии 107, с целью желаемого соответствия требованиям по давлению для топлива высокого давления.
В альтернативном случае (не показан) поток топливного газа высокого давления может отводиться с установки экстракции ЖПГ при более низком давлении, если установка экстракции ЖПГ эксплуатируется при более низком давлении. В этом случае можно избежать расхода энергии на бесполезное повторное сжатие части потока 105 углеводородного сырья, который планируется извлекать в качестве топливного газа.
Поток 107 топливного газа высокого давления может затем подаваться в сеть топливного газа высокого давления или, как показано на фиг.2, непосредственно к одному или более потребителей 300 топливного газа высокого давления, таких как газовые турбины. Газовые турбины могут механически приводить в действие компрессоры, такие как компрессоры в контуре хладагента.
Продолжающийся углеводородный поток 108 из второго выхода 82 устройства 80 для разделения сырьевого потока могут затем подаваться в секцию 110 охлаждения и сжижения, где этот поток охлаждается и по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжижается. Секция 100 сжижения выдает по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115 на первом выходе 112. Такие секции сжижения хорошо известны в технике, например из патента США №6370910.
Показанная на фиг.2 секция 110 сжижения включает в себя первую и вторую стадии охлаждения. Первая стадия охлаждения содержит в себе один или более теплообменников 110a предварительного охлаждения, которые охлаждают продолжающийся углеводородный поток 108 против хладагента предварительного охлаждения в контуре хладагента предварительного охлаждения (не показан). Один или более теплообменников 110a предварительного охлаждения производят предварительно охлажденный углеводородный поток 113.
Предварительно охлажденный углеводородный поток 113 может подаваться в устройство 70 для разделения предварительно охлажденного потока, в случае чего он (необязательно) может разделяться на (продолжающийся) предварительно охлажденный углеводородный поток 113b и технологический поток, используемый в качестве нагревающего потока 355.
Предварительно охлажденный углеводородный поток 113 или продолжающийся предварительно охлажденный углеводородный поток 113b направляется на вторую стадию охлаждения. Вторая стадия охлаждения включает в себя один или более главных охлаждающих теплообменников 110b, которые по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжижают предварительно охлажденный углеводородный поток 113 или по крайней мере частично его продолжающуюся часть 113b против хладагента главного охлаждения в контуре хладагента главного охлаждения (не показан). Один или более теплообменников 110b главного охлаждения производят по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115.
В одном из альтернативных вариантов осуществления секция 100 экстракции ЖПГ может быть расположена в каком-либо месте секции 110 сжижения, а не перед ней, как это изображено на фиг.2. В этом случае устройство 80 для разделения сырьевого потока также может располагаться в секции 110 сжижения. Было бы предпочтительно, чтобы как секция 100 экстракции ЖПГ, так и устройство 80 для разделения сырьевого потока были расположены выше по потоку от места, где осуществляется полная конденсация сырьевого потока. Подходящим для этого положением, как правило, является положение перед второй стадией охлаждения.
По крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115 может подаваться на вход 118 одного или более устройств 120, 140 для расширения углеводородных потоков, например двух или более расширительных устройств в ряду, где последовательно снижается давление потока, в результате чего на выходе 142 получают многофазный углеводородный поток 145. В одном из показанных на фиг.2 вариантов осуществления по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженный углеводородный поток 115 может подаваться в первое устройство 120 для расширения углеводородного потока, которым может быть турбина, в которой происходит динамическое расширение потока, в результате чего образуется расширенный углеводородный поток 125. Выделяющаяся при динамическом расширении энергия по крайней мере частично (предпочтительно полностью) сжиженного углеводородного потока 115 в первом расширительном устройстве 120 может быть рекуперирована, например путем механического приведения в действие электрогенератора 130 или какого-либо другого устройства, такого как компрессор (не показан).
Расширенный углеводородный поток 125 может затем направляться в устройство 60 для разделения расширенного углеводородного потока, в результате чего образуется расширенный углеводородный «спутный» поток (отдув) 305 и (продолжающийся) расширенный углеводородный поток 125b. (Продолжающийся) расширенный углеводородный поток 125b может затем пропускаться через второе расширительное устройство 140, такое как клапан Джоуля-Томсона, в котором поток расширяется с образованием многофазного углеводородного потока 145.
В варианте осуществления фиг.2 нагревающий поток 355 после его охлаждения в теплообменнике 210 для топливного газа с образованием охлажденного нагревающего потока 365 является частью потока 145 подходящей формы. В этом случае после необходимого сброса давления, например в детандере или устройстве 121 Джоуля-Томсона, охлажденный нагревающий поток 365 может впрыскиваться в (продолжающийся) расширенный углеводородный поток 125b с целью подачи во второе устройство 140 для расширения углеводородного потока, как это уже было описано. В некоторых вариантах осуществления может оказаться полезным повторно объединить охлажденный нагревающий поток 365 со сжиженным углеводородным потоком 115 перед расширительным устройством 120 с тем, чтобы эти потоки можно было расширять совместно.
В варианте осуществления на фиг.2 нагревающий поток 355 подается в виде спутного потока («спутной струи»), выводимого из предварительно охлажденного углеводородного потока 113 с помощью устройства 70 для разделения предварительно охлажденного потока. Однако нагревающий поток может быть также получен при разных давлениях из других источников, включая (но не ограничиваясь ими) секцию 100 экстракции ЖПГ или фракционирующий каскад (не показан), который обычно устанавливается для фракционирования ЖПГ-продукта, получаемого из секции экстракции ЖПГ.
В другой группе вариантов осуществления предварительно охлажденный углеводородный поток может не разделяться вообще, в случае чего нагревающий поток 355 состоит из совершенно отличного технологического потока, такого как (спутный) поток хладагента или промежуточный поток охлаждающей текучей среды.
Многофазный углеводородный поток 145 может подаваться на первый вход 148 первого газожидкостного сепаратора 150a, в котором поток разделяется на паровую и жидкую фракции аналогично тому, как на фиг.1. Паровой поток 205 первого сепаратора выходит с верха первого газожидкостного сепаратора 150a через расположенный там первый выход 151. Нижний поток 155a первого сепаратора, представляющий собой жидкий поток, выходит из второго выхода 152 у или вблизи низа первого газожидкостного сепаратора 150a. Объединенный отпаривающий паровой поток 185a подается во второй вход во второй вход 149 газожидкостного сепаратора 150a, который расположен ниже по вертикали первого входа 148. Второй вход 149 может быть расположен выше второго выхода 152.
Расширенный углеводородный спутный поток 305 подвергается дополнительному расширению с использованием клапана 310 Джоуля-Томсона и дополнительно расширенный таким образом углеводородный спутный поток 315 пропускается через конденсатор 320 орошения для повторной конденсации части паров в верху первого газожидкостного сепаратора 150a. Конденсатор 320 орошения может быть расположен на уровне между первым входом 148 и первым выходом 151, подавая орошение, усиливающее отделение более легких компонентов многофазного углеводородного потока. Как известно специалистам, вместо внутреннего конденсатора 320 может использоваться внешний конденсатор.
Дополнительно расширенный углеводородный спутный поток 315 нагревается в конденсаторе 320, в результате чего образуется нагретый углеводородный спутный поток 325, который может направляться к (расширенному) нижнему потоку 155b первого сепаратора. (Расширенный) нижний поток 155b первого сепаратора, переносящий нагретый углеводород от нагретого углеводородного спутного потока 325, может подаваться на вход 158 второго газожидкостного сепаратора 160 в виде объединенного потока 155 с, что отражено на фиг.1 и в приведенном выше ее описании касательно потоков, отводимых из второго газожидкостного сепаратора 160 и их последующей обработки.
Возвращаясь вновь к газожидкостному сепаратору 150а, следует указать, что он может содержать две зоны со средствами усиления контакта (154а, 156а), образованными, например, тарелками или насадкой, улучшающими разделение и удаление азота. Первая зона из этих двух зон расположена между первым входом 148 и вторым входом 149 аналогично тому как в варианте осуществления на фиг.1. Вторая зона из этих двух зон 156а расположена между первым выходом 151 первого сепаратора углеводородного парового потока 205 и первым входом 148 для многофазного углеводородного потока 145. Вторая зона 156а должна быть ниже конденсатора 320 или ниже впускного приспособления для орошения из внешнего конденсатора, что позволяет использовать орошение, образующееся при конденсации углеводородного пара на конденсаторе 320.
Углеводородный паровой поток 205 первого сепаратора, выходящий из первого выхода 151, может направляться в теплообменник 210 топливного газа, где этот поток нагревается от нагревающего потока 355, в результате чего образуются поток 215 топливного газа низкого давления и охлажденный нагревающий поток 365. Если нагревающий поток подается в виде технологического потока, часть энергии холода углеводородного парового потока 205 может при этом использоваться для охлаждения этого технологического потока, позволяя ему миновать один или более главных теплообменников 110b, в результате чего повышается тепловая эффективность.
Как уже указывалось выше, нагревающий поток 355 может также быть технологическим потоком в виде потока хладагента, такого как поток хладагента предварительного охлаждения и/или потока хладагента главного охлаждения. В этом случае часть энергии холода углеводородного парового потока 205 первого сепаратора может возвращаться на одну или обе стадии 110 охлаждения путем охлаждения хладагента.
Преимущества раскрытых в заявке способа и установки станут очевидными из следующего примера, не ограничивающего изобретение.
Пример
В этом примере дается сравнение содержаний азота в разных потоках, образующихся из сырьевого потока 105 на основе углеводородов природного газа в соответствии с производственной схемой фиг.2, с тремя сравнительными примерами, рассчитанными согласно варианту осуществления фиг.3 из описанной выше US 2008/0066493.
Рассчитаны содержания азота в потоке 105 углеводородного сырья, состоящем из природного газа, потоках 107, 215 топливного газа высокого и низкого давления, соответственно, потоке 195 испарившегося газа и потоке 165 ЖПГ, и вместе с дополнительными данными для раскрытой в заявке схемы на фиг.2 представлены в приведенной ниже таблице под заголовком «Изобретение».
В варианте осуществления фиг.3 в US 2008/0066493 поток топливного газа высокого давления подается по трубопроводу 34a от верхнего погона 25 с верхней части 10u колонны 10' после теплообмена и сжатия совместно с верхним погоном 42 аппарата 101 мгновенного испарения после теплообмена и сжатия. Отмечается, что трубопровод 33, проходящий лишь от теплообмена и сжатия верхнего погона 25 с верхней части 10u колонны 10', был не способен подавать в достаточной степени топливный газ высокого давления, в результате чего в этом сравнительном примере этот газ забирался из трубопровода 34а. В отсутствие обратного клапана на линии 34 трубопроводы 33 и 34а должны сообщаться между собой по текучей среде.
В US 2008/0066493 не раскрывается соответствующий поток газового топлива низкого давления. В соответствии с представлениями этого сравнительного примера, было допущено, что поток топливного газа низкого давления отбирается из трубопровода 25, переносящего верхний погон из верхней части 10u колонны 10'. Поток испарившегося газа находится в трубопроводе 22.
Данные, рассчитанные согласно модифицированной схеме фиг.3 в US 2008/0066493, показаны в приведенной ниже таблице под заголовками «Сравн.1», «Сравн.2» и «Сравн.3». «Сравн.1» представляет сравнение со способом согласно раскрытой в заявке фиг.2, взятое при одних и тех же сырьевом потоке природного газа, потоке топлива низкого давления, потоке топлива высокого давления, потоке испарившегося газа и скоростях производства ЖПГ-потоков. «Сравн.2» представляет сравнение со способом согласно раскрытой в заявке фиг.2, взятое при одних и тех же скоростях потока природного газа и теплотворной способности топливного газа низкого давления и высокого давления. «Сравн.3» представляет сравнение со способом согласно раскрытой в заявке фиг.2, взятое при одних и тех же скоростях сырьевых потоков природного газа и скоростях ЖПГ-потоков и теплотворной способности топливного газа низкого давления.
Из приведенной ниже таблицы четко следует, что раскрытые в заявке способ и установка обеспечивают удаление азота в потоке 215 топливного газа низкого давления и в то же время производство ЖПГ-потока 165 и потока 107 топливного газа высокого давления с приемлемо низким содержанием азота.
Таблица
Изобретение
Сравн.1
Сравн.2
Сравн.3
Мол.. доля N<sub>2</sub> в сырьевом потоке природного газа
0,056
0,056
0,056
0,056
Мол.. доля N<sub>2</sub> в потоке топливного газа высокого давления
0,056
0,248
0,285
0,298
Мол.. доля N<sub>2</sub> в потоке топливного газа низкого давления
0,805
0,418
0,409
0,445
Мол.. доля N<sub>2</sub> в потоке испарившегося газа
0,223
0,154
0,141
0,154
Мол.. доля N<sub>2</sub> в очищенном жидком углеводородном потоке
0,009
0,006
0,005
0,006
Теплотворная способность потока топливного газа низкого давления
64
234
65
64
Удельная мощность / (кВ/тонн ЖПГ/сутки)
14,8
14,2
14,4
14,3
Полезная мощность / (кМ/тонн ЖПГ/сутки)
14,6
13,9
14,1
14,1
Производство в течение 340 рабочих суток /миллион тонн/год
3,60
3,60
3,56
3,60
Для специалиста очевидно, что настоящее изобретение может быть осуществлено множеством различных путей без отхода от объема прилагаемой формулы изобретения.