ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПГК, ОБЪЕДИНЕННОЕ С ПРОИЗВОДСТВОМ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
NATURAL GAS LIQUID EXTRACTION COMBINED WITH PRODUCTION OF LIQUEFIED NATURAL GAS

Уровень техники изобретения
Сырой природный газ содержит главным образом метан и также содержит многочисленные второстепенные компоненты, которые могут включать воду, сероводород, двуокись углерода, ртуть, азот и легкие углеводороды, типично имеющие от двух до шести атомов углерода. Некоторые из этих компонентов, как например вода, сероводород, двуокись углерода и ртуть, являются загрязняющими веществами, которые являются вредными для стадий ниже по потоку, как например, обработки природного газа или производства сжиженного природного газа (СПГ), и эти загрязняющие вещества должны быть удалены выше по потоку, чем эти стадии обработки. Углеводороды, более тяжелые, чем метан, типично конденсируются и извлекаются, как природный газоконденсат (ПГК), и разделяются на фракции, чтобы производить ценные углеводородные продукты.
Первая стадия процесса извлечения ПГК использует перегонную колонну или колонну-скруббер, чтобы отделить углеводороды, более тяжелые, чем метан, от подачи предварительно обработанного природного газа, чтобы производить очищенный метан для сжижения и ПГК для разделения и извлечения. В этом процессе используются стадии охлаждения, частичной конденсации и разделения на фракции, что требует значительных количеств охлаждения. Это охлаждение может быть обеспечено посредством работы расширения подачи сжатого природного газа и испарения в результате сконденсированных углеводородов. Дополнительное охлаждение типично обеспечивается посредством внешнего охлаждения в замкнутом контуре с использованием холодильного агента, как например пропана и/или смешанного холодильного агента, чтобы сжижать метан в основном теплообменнике. Орошение для колонны-скруббера ПГК может использовать часть частично сжиженного природного газа из основного теплообменника.
Желательно извлекать ПГК из сжатого природного газа без значительного понижения давления подачи природного газа. Это дает возможность обеспечивать продукт природный газ (например, трубопроводный газ или СПГ) при давлении подачи или слегка ниже него, так чтобы повторное сжатие подачи и/или продукта не требовались. Также желательно исключить необходимость в сжатии верхнего погона колонны-скруббера и упростить конструкцию основного теплообменника, когда часть сжиженного природного газа отводится из основного теплообменника для использования, как орошение колонны-скруббера. К этим потребностям обращены варианты осуществления настоящего изобретения, описанного ниже и определенного посредством пунктов формулы изобретения, которые следуют ниже.
Краткое изложение сущности изобретения
Вариант осуществления изобретения относится к способу сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа. Способ содержит:
(а) охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) охлаждение и конденсацию по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток;
(d) разделение потока отстоя в одной или более дополнительных перегонных колоннах, чтобы обеспечить один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(е) отвод, как извлеченных углеводородов, всех или части из любого, одного или более, потоков продуктов; и
(f) введение одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну.
Один или более потоков орошения содержит либо
(f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, либо
(f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть обеспечен посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации потока, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан;
(2) охлаждения и полной конденсации части первого потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан;
(3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать любое из следующего (1) части потока жидкости, обогащенного этаном; (2) части потока жидкости, обогащенного пропаном; (3) части потока жидкости, обогащенного бутаном; (4) части потока жидкости, обогащенного пентаном; (5) всего или части потока остаточного пара, растворенного в части потока жидкости, обогащенного пропаном, и/или части потока жидкости, обогащенного бутаном, и/или части потока жидкости, обогащенного пентаном.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. Поток неизвлеченных жидких углеводородов может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. Альтернативно, объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, может быть введен в верхнюю часть первой перегонной колонны. В другой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может быть введен в первую перегонную колонну в местоположении ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором подача охлажденного природного газа вводится в колонну.
Охлаждение и конденсация по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, могут быть произведены в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с первым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления первого охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента. Часть потока пара, отбираемого сверху колонны, может быть сконденсирована в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента, обеспеченного посредством отвода и понижения давления части первого охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента.
Первый охлажденный многокомпонентный жидкий холодильный агент может быть обеспечен посредством охлаждения насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента в основном теплообменнике, причем нагревание части сконденсированного обогащенного метаном потока производится, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с частью насыщенного многокомпонентного жидкого холодильного агента. По меньшей мере часть сконденсированного обогащенного метаном потока может быть переохлаждена, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, причем переохлаждение производится в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку со вторым испаряющимся холодильным агентом, обеспечиваемым посредством понижения давления второго охлажденного многокомпонентного жидкого холодильного агента. Охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, может быть произведено посредством теплообмена через стенку с потоком пара, отбираемого сверху колонны, обогащенного метаном.
Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать более чем приблизительно 50 мольных % углеводородов, имеющих три или более атомов углерода. Альтернативно, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать более, чем приблизительно 50 мольных % пентана. В другой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока жидкости, обогащенного пропаном, и часть потока жидкости, обогащенного бутаном. В этой альтернативе, поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока жидкости, обогащенного этаном. Поток неизвлеченных жидких углеводородов может содержать часть потока остаточного пара, содержащего метан, растворенного в жидкости, содержащей углеводороды, более тяжелые, чем метан. Молярный расход неизвлеченных жидких углеводородов может быть менее, чем приблизительно 25% молярного расхода потока орошения, содержащего сжиженный метан.
Другой вариант осуществления изобретения включает устройство для сжижения природного газа и извлечения компонентов, более тяжелых, чем метан, из природного газа, причем устройство содержит
(а) систему охлаждения, выполненную с возможностью охлаждать подачу природного газа для обеспечения подачи охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью, чтобы разделять подачу охлажденного природного газа на поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, и поток отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) основной теплообменник выполнен с возможностью охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара, отбираемого сверху колонны, для обеспечения сконденсированного обогащенного метаном потока;
(d) одну или более дополнительных перегонных колонн, выполненных с возможностью разделять поток отстоя на один или более потоков продуктов, выбранных из группы, состоящей из потока остаточного пара, содержащего метан, потока жидкости, обогащенного этаном, потока жидкости, обогащенного пропаном, потока жидкости, обогащенного бутаном, и потока жидкости, обогащенного пентаном;
(е) трубопровод, выполненный с возможностью отводить все или часть любого, одного или более, потоков продуктов, как извлеченных углеводородов;
(f) трубопровод, выполненный с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну, причем один или более потоков орошения содержит либо (f1) поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне, либо (f2) объединенный поток, содержащий поток орошения, содержащий сжиженный метан, и поток неизвлеченных жидких углеводородов, который нагнетается до давления в первой перегонной колонне; и
(g) трубопровод и насос или насосы, выполненные с возможностью перемещения неизвлеченных жидких углеводородов из одной или более дополнительных перегонных колонн в трубопровод, выполненные с возможностью ввода одного или более потоков орошения в первую перегонную колонну.
Поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть обеспечен посредством способа, выбранного из группы, состоящей из (1) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и отвода части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, (2) охлаждения и полной конденсации части первого потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и (3) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Устройство также может содержать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы конденсировать часть потока пара, отбираемого сверху колонны, из первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Основной теплообменник может быть теплообменником со спиральными трубами и может содержать первый пучок, приспособленный, чтобы охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара верхнего погона, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток, и второй пучок, приспособленный, чтобы дополнительно охлаждать сконденсированный обогащенный метаном поток, чтобы обеспечить переохлажденный жидкий продукт.
Дополнительный вариант осуществления изобретения относится к способу сжижения природного газа, содержащему
(а) охлаждение подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа, и введение подачи охлажденного природного газа в первую перегонную колонну;
(b) отвод сверху первой перегонной колонны потока пара, обогащенного метаном, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) охлаждение и конденсацию по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, в основном теплообменнике, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток; и
(d) введение потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается посредством способа, выбранного из группы, состоящей из
(1) разделения потока пара, отбираемого сверху колонны, на первую часть пара и вторую часть пара, и охлаждения и полной конденсации первой части пара, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, разделения сконденсированного обогащенного метаном потока на первую часть и вторую часть, нагревания первой части, чтобы обеспечить нагретую первую часть, и использования нагретой первой части, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Первая часть пара потока пара, отбираемого сверху колонны, может быть сконденсирована в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника, посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Нагревание первой части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, может быть произведено в теплообменнике, отдельном от основного теплообменника. Переохлаждение по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить продукт сжатый сжиженный природный газ, может быть произведено в основном теплообменнике посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента.
Взаимосвязанный дополнительный вариант осуществления включает устройство для сжижения природного газа, содержащее
(а) систему охлаждения, выполненную с возможностью охлаждения подачи природного газа, чтобы обеспечить подачу охлажденного природного газа;
(b) первую перегонную колонну, выполненную с возможностью разделения подачи охлажденного природного газа на поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, и поток отстоя, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем метан;
(с) основной теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения и конденсирования по меньшей мере части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток; и
(d) трубопровод, выполненный с возможностью ввода потока орошения, содержащего сжиженный метан, в первую перегонную колонну, в которой поток орошения, содержащий сжиженный метан, обеспечивается способом, выбранным из группы, состоящей из
(1) охлаждения и полной конденсации части потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан, и
(2) охлаждения и полной конденсации потока пара верхнего погона, чтобы образовать сконденсированный обогащенный метаном поток, и нагревания части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Устройство может включать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы конденсировать часть потока пара, отбираемого сверху колонны, из первой перегонной колонны посредством теплообмена через стенку с потоком испаряющегося холодильного агента. Устройство может включать теплообменник, отдельный от основного теплообменника, который приспособлен, чтобы нагревать часть сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан.
Основной теплообменник может быть теплообменником со спиральными трубами (спиральный теплообменник). Основной теплообменник может содержать первый пучок, выполненный с возможностью охлаждать и конденсировать по меньшей мере часть потока пара, отбираемого сверху колонны, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток, и второй пучок, выполненный с возможностью дополнительного охлаждения по меньшей мере части сконденсированного обогащенного метаном потока, чтобы обеспечить переохлажденный жидкий продукт.
Краткое описание нескольких видов на чертежах
Фиг.1 представляет собой схему технологического процесса варианта осуществления изобретения.
Фиг.2 представляет собой схему технологического процесса другого варианта осуществления изобретения.
Фиг.3 представляет собой схему технологического процесса альтернативного варианта осуществления изобретения.
Фиг.4 представляет собой схему технологического процесса альтернативы процесса, которая может быть использована с любым вариантом осуществления изобретения.
Фиг.5 представляет собой схему технологического процесса примерной установки для разделения ПГК на фракции, которая может быть использована с любым вариантом осуществления изобретения.
Подробное описание изобретения
Варианты осуществления изобретения обеспечивают усовершенствованные объединенные процессы для извлечения ПГК в производстве СПГ, которые упрощают конфигурацию оборудования посредством исключения потребности в расширении подачи и сжатии верхнего погона колонны-скруббера. Кроме того, когда колонна-скруббер использует орошение, содержащее верхний погон колонны-скруббера, который конденсируется в основном теплообменнике со спиральными трубами, нет потребности в разделении теплого пучка теплообменника, чтобы частично конденсировать верхний погон колонны, и не требуется сепаратор фаз, чтобы извлекать жидкость, требуемую для орошения. Кроме того, нет потребности в сжатии и конденсации пара верхнего погона деэтанизатора, чтобы обеспечить орошение колонны-скруббера.
Орошение для колонны-скруббера в вариантах осуществления, описанных ниже, обеспечивается посредством различных сочетаний сконденсированного пара верхнего погона колонны-скруббера и неизвлеченных жидких углеводородов из установки для извлечения ПГК. В настоящем раскрытии, термины «извлеченный углеводород» и «извлеченные углеводороды» являются эквивалентными и обозначают любой поток углеводорода, отводимый из объединенных установок для производства СПГ и извлечения ПГК, как продукт, который вывозится из объединенной установки. Извлеченные углеводороды могут вывозиться как один или более потоков продуктов, обогащенных любым из углеводородов в подаче природного газа. Вывозимые потоки могут включать, например, любой из потока, обогащенного этаном, потока, обогащенного пропаном, потока, обогащенного бутаном плюс изобутаном, потока, обогащенного пентаном плюс изопентаном, и смешанного потока метан - этан, обогащенного этаном. Продукт СПГ может рассматриваться, как извлеченный углеводород. Термины «неизвлеченный жидкий углеводород» и «неизвлеченные жидкие углеводороды» являются эквивалентными и означают любую жидкую часть углеводородов, отделенных в установке для извлечения ПГК, которые не присутствуют непосредственно в потоках продуктов извлеченных углеводородов, которые вывозятся из объединенной установки для производства СПГ и извлечения ПГК. Неизвлеченные жидкие углеводороды могут рассматриваться как внутренние потоки рециркуляции внутри объединенной системы для производства СПГ и извлечения ПГК.
Термин «обогащенный» в применении к любому потоку, отводимому из процесса, обозначает, что отводимый поток содержит концентрацию конкретного компонента, которая выше, чем концентрация этого компонента в потоке подачи в процесс. Орошение определяется, как поток, вводимый в перегонную колонну в любом местоположении выше местоположения, в котором подача вводится в колонну, причем орошение содержит один или более компонентов, предварительно отведенных из колонны. Орошение типично представляет собой жидкость, но может быть смесью пар-жидкость.
Прилагательное «любой» обозначает один, несколько или все подряд в любом количестве. Термин «и/или», помещенный между первым объектом и вторым объектом, обозначает один из (1) первого объекта, (2) второго объекта и (3) первого объекта и второго объекта.
2
2
Первый вариант осуществления изобретения показан на объединенной установке для производства СПГ и извлечения ПГК, иллюстрированной посредством фиг.1. Подача предварительно обработанного сжатого природного газа в трубопроводе 100 содержит главным образом метан с более тяжелыми углеводородами в диапазоне C2-C6. Загрязняющие вещества, содержащие воду, CO, HS и ртуть, удаляются в установке для предварительной обработки выше по потоку (не показана) посредством известных способов. Подаваемый газ, типично обеспечиваемый при давлении между 600 и 900 psia и температуре окружающей среды, охлаждается в теплообменнике 110 до между -20°F и -35°F, чтобы обеспечить охлажденный подаваемый поток в трубопроводе 112. Теплообменник 110 может включать множество ступеней охлаждения посредством испарения пропана при различных давлениях; альтернативно или дополнительно, другие средства охлаждения могут быть использованы как, например, испаряющийся смешанный холодильный агент в одном теплообменнике. Этот поток, который может быть дополнительно охлажден по выбору в теплообменнике-экономайзере 114, вводится через трубопровод 116 в первую перегонную колонну или колонну-скруббер 118.
Колонна-скруббер 118 разделяет подачу, обеспечиваемую через трубопровод 116, на жидкий продукт отстоя в трубопроводе 134, который обогащен углеводородами, более тяжелыми, чем метан, и на продукт пара верхнего погона в трубопроводе 120, который обогащен метаном. Часть жидкого отстоя может быть отведена через трубопровод 130 и испарена в ребойлере 132, чтобы обеспечить выпаривание для колонны-скруббера. Ребойлер может охлаждать часть (не показана) потока 100, чтобы обеспечить в нем тепло для испарения жидкости в трубопроводе 130. Колонна-скруббер может также иметь промежуточный ребойлер (не показан) выше дна колонны и ниже местоположения трубопровода 116 подачи, и этот ребойлер также может нагреваться посредством части потока подачи.
Жидкий отстой в трубопроводе 134 протекает в общую систему 136 для разделения ПГК на фракции. Давление подаваемого потока ПГК типично понижается (не показано) и он разделяется в одной или более дополнительных перегонных колонн, включающих любой из деметанизатора, деэтанизатора, депропанизатора, дебутанизатора и депентанизатора, чтобы обеспечить две или более фракции углеводородов. В примерной общей установке для разделения ПГК на фракции по фиг.1 три потока извлеченных углеводородов отводятся и вывозятся из объединенной установки для производства СПГ и извлечения ПГК, как потоки продуктов C2, C3 и C4, представляющие собой потоки, обогащенные этаном, пропаном и бутаном плюс изобутаном, соответственно. Неизвлеченные жидкие углеводороды отводятся из установки для извлечения ПГК через трубопровод 138.
Поток пара, отбираемого сверху колонны, обогащенный метаном, отводится из колонны-скруббера 118 через трубопровод 120 и может быть нагрет посредством теплообмена через стенку с подаваемым потоком в трубопроводе 112 в теплообменнике-экономайзере 114. Полученный в результате нагретый поток пара, отбираемого сверху колонны в трубопроводе 122, охлаждается, полностью конденсируется и по выбору переохлаждается в проходе 123 первого или теплого (нижнего) пучка основного теплообменника 124 со спиральными трубами, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток в трубопроводе 125. Первая часть жидкости в трубопроводе 125 отводится из трубопровода 125 ниже по потоку, чем проход 123, и нагнетается посредством насоса 127, чтобы обеспечить поток орошения, содержащий сжиженный метан. Поток орошения, содержащий сжиженный метан, объединяется с неизвлеченными жидкими углеводородами в трубопроводе 138 и возвращается в верхнюю часть колонны-скруббера 118 как объединенный поток жидкого орошения. Альтернативно, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в отдельном местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, и неизвлеченные углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118 как отдельные потоки (не показано).
Типично, в зависимости от состава подачи в трубопроводе 100, молярный расход неизвлеченных жидких углеводородов в трубопроводе 138 составляет менее, чем приблизительно 25% от молярного расхода богатого метаном потока в трубопроводе 126. Если подача природного газа в трубопроводе 100 не содержит достаточного количества компонентов, необходимых, чтобы обеспечить поток неизвлеченных жидких углеводородов в трубопроводе 138, необходимые компоненты могут быть ввезены из любого соответствующего источника.
Вторая часть сконденсированного обогащенного метаном потока в трубопроводе 125 дополнительно охлаждается в проходе 128 второго или холодного (верхнего) пучка основного теплообменника 124 со спиральными трубами и отводится как продукт СПГ через трубопровод 129. Давление СПГ может быть понижено перед и/или после переохлаждения в холодном пучке, если желательно. Если продукт СПГ сохраняется при высоком давлении «PLNG», нет потребности в переохлаждении, и холодный пучок не требуется. Возможно использовать часть продукта СПГ в трубопроводе 129 как богатое метаном орошение в колонне-скруббере 118, если желательно, но такая конфигурация будет тратить охлаждение в результате обеспечения орошения при температуре намного ниже, чем требуется.
Температура потока орошения содержащего сжиженный метан, отводимого из основного теплообменника 124 через трубопровод 126 и насос 127 на фиг.1, может быть ниже, чем фактически требуемая на основе температуры верхней части колонны-скруббера 118. Для того чтобы температура потока орошения, богатого метаном, соответствовала температуре верхней части колонны-скруббера 118, теплый пучок основного теплообменника 124 должен быть разделен, чтобы дать возможность отвода потока орошения, богатого метаном, в промежуточном местоположении. В дополнение, сепаратор фаз должен требоваться, когда отводимый поток представляет собой смешанный поток пар-жидкость. Термодинамическая неэффективность обеспечения орошения при температуре, более низкой, чем требуется в варианте осуществления по фиг.1, однако, компенсируется посредством исключения потребности в разделении теплого пучка основного теплообменника 124.
Охлаждение для основного теплообменника 124 может быть обеспечено посредством любой известной холодильной установки, используемой в производстве СПГ. Например, как показано на фиг.1, может быть использована одна установка со смешанным холодильным агентом (MR), в которой жидкий холодильный агент обеспечивается через трубопровод 152, и парообразный холодильный агент обеспечивается через трубопровод 156. Пар в трубопроводе 156 конденсируется и охлаждается в основном теплообменнике 124 и расширяется в дроссельном вентиле 158, чтобы обеспечить первый испаряющийся холодильный агент в холодный (верхний) пучок теплообменника и впоследствии в теплый (нижний) пучок теплообменника. Жидкий холодильный агент 152 охлаждается в основном теплообменнике 124, чтобы произвести переохлажденный жидкий холодильный агент в трубопроводе 153, расширяется в дроссельном вентиле 154 и объединяется с испаряющимся холодильным агентом из холодного (верхнего) пучка в местоположении вблизи холодного конца теплого пучка основного теплообменника. Как альтернатива дроссельным вентилям 154 и/или 158, так же как и понижающему вентилю продукта СПГ, расширение может быть произведено посредством изэнтропических детандеров для плотной жидкости (гидравлических турбин).
Потоки холодильного агента полностью испаряются и покидают основной теплообменник 124 как пар холодильного агента через трубопровод 150. Пар смешанного холодильного агента протекает в холодильную установку (не показана), где он сжимается, охлаждается посредством множества ступеней испаряющимся пропаном и разделяется, чтобы обеспечить жидкий холодильный агент 152 и более легкий парообразный холодильный агент 156.
Любая другая холодильная установка или сочетание установок, известных в этой области техники, могут быть использованы, чтобы обеспечить охлаждение для основного теплообменника 124. Например, каскад беспримесной жидкости и изэнтропический процесс расширения пара могут быть использованы, как описано в Патенте США 6,308,531, который включен сюда посредством ссылки.
Использование части сконденсированного верхнего погона колонны-скруббера, как обогащенного метаном орошения, через трубопровод 126 в варианте осуществления по фиг.1 дает возможность избежать разделения теплого пучка основного теплообменника 124 на два отдельных пучка, чтобы отводить богатый метаном поток для использования, как орошение. Оно также устраняет потенциальную потребность в разделении двухфазного богатого метаном потока в сепараторе фаз, если богатый метаном поток представляет собой смесь пар-жидкость для того, чтобы использовать жидкую часть, как орошение, и перераспределить часть пара для дальнейшей конденсации в основном теплообменнике. Меньший сепаратор фаз может потребоваться при запуске, как объяснено ниже. Использование теплообменника-экономайзера 114 обеспечивает, чтобы поток верхнего погона в трубопроводе 122 входил в основной теплообменник 124 при приблизительно той же самой температуре, что и потоки холодильного агента в трубопроводах 152 и 156, которые типично вырабатываются посредством охлаждения пропаном.
Использование неизвлеченных жидких углеводородов через трубопровод 138, как дополнительного орошения в колонне-скруббере 118, исключает необходимость расширения подачи в колонну и повторного сжатия верхнего погона колонны. Чтобы свести к минимуму расход энергии, давление подачи природного газа должно быть значительно выше критического давления метана. В то же время, колонна-скруббер должна работать ниже критического давления подаваемой смеси для того, чтобы достичь разделения. Обычное решение, известное в этой области техники, представляет собой изэнтропическое расширение подачи в колонну-скруббер и затем повторное сжатие продукта пара верхнего погона. Работа, полученная от изэнтропического расширения подачи, может быть использована, чтобы по меньшей мере частично приводить в действие компрессор или компрессоры верхнего погона. Такое решение показано, например, в патенте США 4,065,267 и на фиг.2 статьи Elliot, Qualls, Huang, Chen, Lee, Yao, and Zhang entitled “Benefits of Integrating NGL Extraction and LNG Liquefaction Technology” presented at the AIChE Spring Meeting, April 2005.
Другой вариант осуществления изобретения показан на фиг.2. В этом варианте осуществления, часть пара верхнего погона колонны-скруббера в трубопроводе 120 отводится через трубопровод 220 и конденсируется в теплообменнике 200, чтобы произвести поток орошения, содержащий сжиженный метан, который объединяется с неизвлеченными жидкими углеводородами в трубопроводе 138 и вводится, как объединенный поток, через трубопровод 221 в верхнюю часть колонны-скруббера 118. Поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200, может нагнетаться, если необходимо.
Альтернативно, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200, может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в отдельном местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 200 и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118, как отдельные потоки (не показаны).
Охлаждение для основного теплообменника 124 обеспечивается тем же самым способом, как описано выше со ссылкой на фиг.1, чтобы обеспечить жидкий холодильный агент 152 и парообразный холодильный агент 156. Охлаждение для теплообменника 200 обеспечивается посредством отвода части жидкого смешанного холодильного агента в трубопроводе 153 через трубопровод 252, понижения давления холодильного агента в дроссельном вентиле 254 и введения холодильного агента пониженного давления в теплообменник. Испаренный смешанный холодильный агент из теплообменника 200 объединяется с испаренным смешанным холодильным агентом из основного теплообменника 124, чтобы обеспечить испаренный холодильный агент в трубопроводе 150. Альтернативно, холодильный агент в трубопроводе 252 может быть отведен из трубопровода 152 перед основным теплообменником 124, расширен до промежуточного давления или давлений, испарен в теплообменнике 200 и возвращен в компрессор смешанного холодильного агента (не показан) в местоположении или местоположениях соответствующей ступени. Все другие характеристики процесса на фиг.2 являются идентичными тем, которые описаны выше со ссылкой на фиг.1.
В альтернативном варианте процесса, описанного выше со ссылкой на фиг.2, могут возникнуть ситуации, в которых желательно вывозить все углеводороды, извлеченные в отстое из колонны-скруббера 118 и разделенные на фракции в установке для разделения ПГК на фракции. В этом случае, расход неизвлеченных углеводородов в трубопроводе 138 был бы равен нулю, и колонна-скруббер 118 использовала бы орошение в трубопроводе 221, обеспечиваемое посредством конденсации части потока верхнего погона колонны-скруббера 118 в трубопроводе 220 в теплообменнике 200.
Альтернативный вариант осуществления изобретения показан на фиг.3. В этом варианте осуществления, поток орошения, содержащий сжиженный метан из насоса 127, нагревается в теплообменнике 300 посредством теплообмена через стенку с частью смешанного жидкого холодильного агента, отведенного из трубопровода 152 через трубопровод 352. В этом случае, объединенный поток орошения становится ближе к его оптимальной температуре, когда он вводится в колонну-скруббер 118. Охлажденный холодильный агент из теплообменника 300 протекает через трубопровод 302 и объединяется с холодильным агентом в трубопроводе 153 перед дроссельным вентилем 154.
Альтернативно, сконденсированный богатый метаном поток из теплообменника 300 может быть введен в верхнюю часть колонны-скруббера 118, и неизвлеченные углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в колонну-скруббер 118 в местоположении (не показано) ниже верхней части колонны и выше местоположения, в котором охлажденная подача вводится в колонну через трубопровод 116. В другой альтернативе, поток орошения, содержащий сжиженный метан из теплообменника 300 и неизвлеченные жидкие углеводороды в трубопроводе 138 могут быть введены в верхнюю часть колонны-скруббера 118, как отдельные потоки (не показано). Все другие характеристики процесса по фиг.3 являются идентичными тем, которые описаны выше со ссылкой на фиг.1.
В альтернативном варианте процесса, описанного выше со ссылкой на фиг.3, могут возникнуть ситуации, в которых желательно вывозить все углеводороды, извлеченные в отстое из колонны-скруббера 118 и разделенные на фракции в установке для разделения ПГК на фракции. В этом случае, расход неизвлеченных углеводородов в трубопроводе 138 был бы равен нулю, и колонна-скруббер 118 использовала бы орошение, обеспечиваемое посредством нагревания в теплообменнике 300 части, обеспечиваемой посредством насоса 127, полностью сконденсированного верхнего погона из колонны-скруббера 118.
На фиг.4 показана конфигурация по выбору, которая может быть использована, чтобы возвратить сконденсированный обогащенный метаном поток в линии (трубопроводе) 126 в колонну-скруббер 118. Давление сконденсированного обогащенного метаном потока в линии 126 понижается посредством дроссельного вентиля 426 до его давления при температуре начала кипения, затем он вводится в барабан 427, который поддерживает некоторый запас пара, и нагнетается посредством насоса 127 до давления колонны-скруббера. Часть нагнетаемого потока рециркулирует в барабан 427 через вентиль 428, чтобы поддерживать уровень жидкости в барабане, и остающаяся часть протекает в колонну-скруббер 118 через вентиль 429 по выбору. В течение запуска установки избыток пара может отводиться (не показано) из верхней части барабана 427 и сжигаться в факеле, или сжиматься и извлекаться. Так как сконденсированный обогащенный метаном поток в линии 126 представляет собой только небольшую часть всего потока СПГ и здесь нет суммарного потока пара в течение нормальной работы, барабан 127 гораздо меньше, чем барабан орошения, типично используемый на традиционной установке, чтобы отделить частично сконденсированный богатый метаном поток, отведенный из основного теплообменника, чтобы обеспечить жидкое орошение в колонну-скруббер.
Дроссельного вентиля 426 и барабана 427 можно избежать посредством обнаружения жидкости в трубопроводе 126 (например, термопарой) и переадресации пара или двухфазного потока из основного теплообменника 124 в ситуации запуска (при нормальной работе он представляет собой переохлажденную жидкость) в другой существующий барабан, как например барабан для извлечения гелия или для мгновенного испарения топливного газа, или просто путем его сжигания в факеле. В другой альтернативе, установка может быть упрощена посредством использования такого типа насоса 127, который может выдерживать двухфазный поток в непроектном режиме, как например криогенный шестеренчатый или винтовой насос, или центробежный насос с высокоэффективным возбудителем.
Примерная система для извлечения ПГК, которая может быть использована с вариантами осуществления настоящего изобретения, показана на фиг.5 и содержит четыре перегонных колонны, включая деметанизатор 501, деэтанизатор 503, депропанизатор 505 и дебутанизатор 507, работающие последовательно. Жидкий отстой из колонны-скруббера 118 через линию (трубопровод) 134 охлаждается в теплообменнике 509 до приблизительно температуры окружающей среды и течет в колонну-деметанизатор 501. Пар верхнего погона, содержащий метан и некоторое количество этана, отводится из верхней части деметанизатора, как поток извлеченного углеводорода, через линию (трубопровод) 509 и может использоваться, как топливо, либо сжижаться и повторно вводиться в продукт СПГ. Жидкий отстой, обогащенный этаном и более тяжелыми углеводородами, отводится через линию (трубопровод) 511 и частично испаряется в теплообменнике 513, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 517, и остающийся поток течет через линию (трубопровод) 519 и вентиль 521 в колонну-деэтанизатор 503.
Парообразный этан высокой чистоты отводится из колонны через линию (трубопровод) 523 и конденсируется в конденсаторе 525 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 527, и другая часть отводится через линию (трубопровод) 529, как извлеченный углеводород, содержащий этан высокой чистоты, типично содержащий более, чем 98 мольных % этана. Жидкий отстой из деэтанизатора через линию (трубопровод) 531 частично испаряется в теплообменнике 533, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 535, и остающийся поток течет через трубопровод 537 и вентиль 539 в колонну-депропанизатор 505. Парообразный пропан высокой чистоты отводится из колонны через линию (трубопровод) 541 и конденсируется в конденсаторе 543 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 545, и другая часть отводится через линию (трубопровод) 547, как извлеченный углеводород, содержащий пропан высокой чистоты, типично содержащий более, чем 98 мольных % пропана.
Жидкий отстой из депропанизатора через трубопровод 549 частично испаряется в теплообменнике 551, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 553, и остающийся поток течет через трубопровод 555 и вентиль 557 в колонну-дебутанизатор 507. Парообразный бутан высокой чистоты (плюс изобутан, если он присутствует) отводится из колонны через линию (трубопровод) 559 и конденсируется в конденсаторе 561 верхнего погона. Часть сконденсированной жидкости возвращается, как орошение, через линию (трубопровод) 563, и другая часть отводится через трубопровод 565, как извлеченный углеводород, содержащий бутан высокой чистоты (плюс изобутан, если он присутствует), типично содержащий более, чем 98 мольных % бутана плюс изобутан. Жидкий отстой из дебутанизатора отводится через трубопровод 567 и частично испаряется в теплообменнике 569, выпаренный пар возвращается в колонну через линию (трубопровод) 571, и остающийся поток отводится через линию (трубопровод) 573, как извлеченный углеводород, содержащий пентан (плюс изопентан, если он присутствует) и более тяжелые углеводороды.
На этой иллюстрации потоки жидкого пропана и бутана могут быть отведены, как неизвлеченные жидкие углеводороды, через линии (трубопроводы) 575 и 577, соответственно, и смешаны в линии (трубопроводе) 579. Поток смешанного неизвлеченного жидкого углеводорода охлаждается до температуры испаряющегося холодильного агента пропана в теплообменнике 581, нагнетается до давления колонны-скруббера посредством насоса 583 и течет через линию (трубопровод) 138 в колонну-скруббер в любом из вариантов осуществления по фиг.1, 2 и 3. По выбору, часть жидкого этана из деэтанизатора может быть отведена, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 585 и объединена с неизвлеченным пропаном и/или бутаном в линии (трубопроводе) 579. По выбору, часть пара верхнего погона в линии (трубопроводе) 509 из деметанизатора 501 может быть отведена через линию (трубопровод) 587 и абсорбирована в неизвлеченном жидком пропане и/или бутане в линии (трубопроводе) 579. В этом варианте не требуется сжатия пара верхнего погона деметанизатора. В одной альтернативе, весь бутан из дебутанизатора извлекается через линию (трубопровод) 565 и совсем не отводится, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 577. В другой альтернативе, весь пропан из депропанизатора извлекается через линию (трубопровод) 547 и совсем не отводится, как неизвлеченный жидкий углеводород, через линию (трубопровод) 575. Вообще, любой из растворенного верхнего погона из деметанизатора 501 и сконденсированных потоков верхнего погона этана, пропана и бутана из деэтанизатора 503, депропанизатора 505 и дебутанизатора 507, соответственно, могут быть полностью или частично отведены, как неизвлеченные жидкие углеводороды для возвращения в колонну-скруббер 118, пока удовлетворяются требования к отведенному углеводородному продукту.
Другие установки для разделения ПГК на фракции могут быть использованы в зависимости от конкретных углеводородов, которые должны быть извлечены. Например, установка может использовать колонну-депентанизатор, чтобы извлечь пентаны высокой чистоты и остаточный продукт, содержащий углеводороды, более тяжелые, чем пентан. Часть пентанов может быть возвращена, как неизвлеченный углеводород, в колонну-скруббер 118. В другой альтернативе, деметанизатор не используется, и деэтанизатор работает, чтобы отводить жидкий продукт этан на промежуточной ступени и чтобы отводить смесь пара метана и этана из барабана орошения, как извлеченный углеводородный продукт. Часть этого пара может быть отведена, как неизвлеченный продукт углеводород и растворена в смеси неизвлеченных жидких углеводородов, как описано выше.
Следующий пример иллюстрирует вариант осуществления настоящего изобретения, но не ограничивает варианты осуществления изобретения любой из конкретных подробностей, описанных в нем.
ПРИМЕР
Моделирование процесса было выполнено, чтобы иллюстрировать вариант осуществления по фиг.1. Поток предварительно очищенного природного газа в линии (трубопроводе) 100 имеет расход 100000 фунтмоль/час и давление 960 фунт/квадратный дюйм и содержит (в мольных %) 1,9% гелия, 5,8% азота, 83,2% метана, 7,1% этана, 2,3% пропана, 0,4% изобутана, 0,6% бутана, 0,1% изопентана, 0,2% пентана и 0,2% гексанов. Поток охлаждается посредством трех ступеней охлаждения пропаном до -29°F, дополнительно охлаждается в теплообменнике-экономайзере до -62,8°F и подается в колонну-скруббер 118. Колонна работает при среднем давлении 886 фунт/квадратный дюйм. Верхний погон колонны в линии (трубопроводе) 120 при расходе 104770 фунтмоль/час нагревается от -73°F до -32°F от подачи в теплообменнике 114. Полученный в результате поток в линии (трубопроводе) 122 охлаждается и сжижается в проходе 123 теплого пучка основного теплообменника 124, чтобы обеспечить сконденсированный обогащенный метаном поток в линии (трубопроводе) 125. Часть этой жидкости отводится через линию (трубопровод) 126 при расходе 10943 фунтмоль/час и температуре -197,6°F. Поток нагнетается насосом 127 до давления колонны-скруббера, так как напор жидкости типично недостаточен, чтобы преодолевать перепад давления в теплообменнике 124. Остаток жидкости в линии 125 переохлаждается в проходе 128 и отводится из холодного пучка теплообменника, как продукт сжиженный природный газ в трубопроводе 129 при расходе 93,827 фунтмоль/час и температуре -228,8°F. Поток продукта может быть дополнительно обработан для того, чтобы извлечь гелий перед тем, как его давление будет понижено до давления хранения.
Поток отстоя колонны-скруббера отводится через линию (трубопровод) 134 при расходе 1862 фунтмоль/час и направляется в систему 136 для разделения ПГК на фракции, которая представляет собой ряд перегонных колонн, как показано на фиг.5, содержащий деметанизатор, производящий смесь метан-этан, как продукт пара верхнего погона, деэтанизатор, производящий этан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона, депропанизатор, производящий пропан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона, и дебутанизатор, производящий бутан высокой чистоты, как жидкий продукт верхнего погона. Жидкие этан, пропан и бутан имеют чистоты, превышающие 98 мольных %. Смесь метана и этана из деметанизатора отводится, как извлеченный углеводород, и используется, как топливо.
Неизвлеченные жидкие пропан и бутан в трубопроводах 575 и 577 объединяются в трубопроводе 138, охлаждаются посредством охлаждения пропаном до -32,3°F в теплообменнике 581 и нагнетаются до давления колонны-скруббера насосом 583. Неизвлеченный пропан в трубопроводе 575 составляет 50% от потока верхнего погона в линии (трубопроводе) 541 верхнего погона депропанизатора, и неизвлеченный бутан в линии (трубопроводе) 577 бутана составляет 60% от потока в линии (трубопроводе) 559 верхнего погона дебутанизатора. Объединенный поток неизвлеченного углеводорода в линии (трубопроводе) 579 имеет расход 1116 фунтмоль/час и состав (в мольных %) 39% пропана, 60% бутана плюс изобутаны и 1% компонентов, более тяжелых, чем бутан. Нагнетаемый неизвлеченный жидкий углеводород объединяется с потоком орошения, содержащим сжиженный метан, из насоса 127, и объединенный поток вводится в верхнюю часть колонны-скруббера 118.