Способ и установка для получения товарного природного газа
Формула / Реферат
1. Способ получения товарного природного газа, в котором
сжимают сжиженный природный газ (СПГ) до сверхкритического давления и испаряют его;
разделяют на первый и второй потоки;
осуществляют турборасширение по меньшей мере части первого потока;
удаляют из расширенной части по меньшей мере часть неметановых компонентов с получением сухого природного газа;
сжимают сухой природный газ, используя, по меньшей мере частично, энергию от первого турборасширения; и
объединяют поток сжатого сухого природного газа со вторым потоком.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что СПГ, сжатый до сверхкритического давления, испаряют при температуре, равной или меньшей 20шF, в зависимости от концентрации неметановых компонентов в СПГ.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что доли, которые составляют первый и второй потоки от потока испаренного СПГ, обусловлены концентрацией неметановых компонентов в СПГ.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый поток направляют для переработки в абсорбер, полученный в абсорбере кубовый продукт направляют для переработки по меньшей мере в одну находящуюся ниже по потоку колонну для получения этанового продукта, пропана и более тяжелого продукта.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что по меньшей мере одна находящаяся ниже по потоку колонна функционирует при давлении, более низком, чем рабочее давление абсорбера.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что по меньшей мере одна находящаяся ниже по потоку колонна функционирует как деметанизатор или деэтанизатор и обеспечивает дистиллят, который рециркулирует в абсорбер как поток флегмы и/или кубовый поток.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют второе турборасширение по меньшей мере части первого потока, при этом энергия, полученная в результате первого турборасширения, обеспечивает работу обратного холодильника находящихся ниже по потоку колонн, а энергия, полученная в результате второго турборасширения, обеспечивает охлаждение в абсорбере для удаления неметановых компонентов.
8. Установка для получения потока испаренного СПГ, сжатого до сверхкритического давления, включающая
источник СПГ, соединенный с ним насос, способный сжимать СПГ до сверхкритического давления;
блок испарения, соединенный с насосом;
регулятор, связанный с блоком испарения и способный устанавливать температуру испарения СПГ в зависимости от концентрации неметановых компонентов в СПГ.
9. Установка по п.8, отличающаяся тем, что источник СПГ представляет собой судно для перевозки СПГ, погруженный танкер для СПГ или плавающий танкер для СПГ.
10. Установка по п.8, отличающаяся тем, что блок испарения представляет собой испаритель морской воды на открытой эстакаде, топливный выпарной аппарат погружного горения, испаритель окружающего воздуха, промежуточный жидкостной испаритель и/или циклический испаритель Ранкина.
11. Установка по п.8, отличающаяся тем, что регулятор включает блок центрального процессора, запрограммированный для управления температурой в зависимости от предварительно полученной информации о химическом составе СПГ.
12. Установка переработки СПГ, включающая
источник испаренного СПГ при сверхкритическом давлении;
делитель потока испаренного СПГ на первый и второй потоки;
турборасширитель первого потока;
абсорбер, выполненный с возможностью получения сухого природного газа из турборасширенной части первого потока;
компрессор для сжатия сухого природного газа, способный использовать энергию, полученную при турборасширении первого потока; и
элемент объединения потока сжатого сухого природного газа и второго потока.
13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что дополнительно включает блок управления для регулирования температуры испаренного СПГ и соотношения первого и второго потоков на основании данных о концентрации неметановых компонентов в испаренном СПГ.
14. Установка переработки СПГ по п.12, отличающаяся тем, что включает находящуюся ниже по потоку за абсорбером колонну, которая предназначена для получения этана, пропана и более тяжелого продукта из абсорбированного кубового продукта.
15. Установка переработки СПГ по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включенная колонна представляет собой деметанизатор или деэтанизатор для получения абсорбированного кубового продукта и получения по меньшей мере одного потока флегмы и кубового потока в абсорбер.
16. Установка по п.12, отличающаяся тем, что источник испаренного СПГ размещен в море.
17. Установка по п.12, отличающаяся тем, что делитель потока испаренного СПГ, турборасширитель первого потока, абсорбер, компрессор, элемент объединения потока расположены на берегу.
Текст
011195 Данная заявка требует установления приоритета по нашей находящейся на рассмотрении патентной заявке US60/636960, поданной 16 декабря 2004 г., и которая включена ссылкой здесь. Область техники, к которой относится изобретение Областью техники, к которой относится изобретение, является переработка природного газа, в особенности оно относится к регазификации СПГ (сжиженного природного газа) и переработке совместно с морскими и прибрежными нефтегазопромысловыми объектами. Уровень техники изобретения Регазификация СПГ в море становится все более и более привлекательным выбором в импорте СПГ. Среди других преимуществ морские регазификационные терминалы или терминалы в относительно удаленным расположении помогают уменьшить проблемы безопасности и надежности локальных населенных пунктов рядом с терминалом, который иначе располагался бы на берегу или в месте вблизи человеческого обитания и/или деятельности. К сожалению, морские сооружения вообще значительно дороже, чем береговые сооружения, и многочисленные дополнительные технические запросы являются результатом хранения, разгрузки и регазификации СПГ в море. Недавно было предложено несколько решений, чтобы преодолеть, по крайней мере, некоторые из этих трудностей. Однако все или почти все из известных в настоящее время морских схем не в состоянии обеспечить механизм, по которому химический состав СПГ может быть изменен до желаемого состава (например, переработка низкокачественного СПГ с теплотворной способностью выше чем технические требования Североамериканских трубопроводов). Поскольку трубопроводный транспорт природного газа в Северной Америке и в других странах должен обычно соответствовать требованиям точки росы углеводорода и большой теплотворной способности объединенных распределительных систем, наличие более тяжелых компонентов в СПГ вообще не желательно. Во многих известных в настоящее время устройствах тяжелые углеводороды удаляются из СПГ в процессе, который включает выпаривание СПГ в деметанизаторе с применением ребойлера и переконденсацию деметанизированного дистиллята в жидкость, которая затем сжимается и испаряется. Например, МакКортни описывает в патенте US6564579 такой процесс регазификации и установки. В то время как эти схемы и способы обычно работают удовлетворительно в береговых условиях, установка в море может быть недопустима в большинстве случаев, поскольку эти схемы требуют относительно большого пространства. На известных в настоящее время СПГ регазификационных терминалах СПГ обычно нагревается до технических требований трубопровода (например, около 50F и 1200 МКФД) в морских испарителях с использованием морской воды или выпарного аппарата погружного горения. Обычно, установка ректификации не предусматривается из-за пространственного ограничения в море, и регазифицированный СПГ затем подается по надводному трубопроводу в береговой газопровод потребителю. Таким образом,в то время как регазификация в море реализуется, изменение в химическом составе обычно невозможно с использованием таких установок. Необходимо отметить, что когда СПГ полностью испаряется, уменьшение БТЕ (Британская тепловая единица, которая характеризует теплопроизводительность (энергосодержание) топлива. Более точно 1 БТЕ определяется как количество тепла, требуемое для поднятия температуры одного фунта воды на один градус по Фаренгейту. 1 БТЕ равен 1,055 кг или 0,293 Втч) и/или удаление неметановых компонентов (например, этана, пропана и т.д.) в основном неэкономично, поскольку эти процессы будут требовать значительного охлаждения и рекомпресии. Следовательно, по крайней мере, по этим причинам импортируется только высококачественный СПГ с подходящей теплотворной способностью и/или желательным химическим составом, в то время как низкокачественный СПГ (например, СПГ с относительно высоким БТЕ) часто отклоняется. Таким образом, хотя многочисленные установки и способы для выделения более тяжелых компонентов из СПГ или для уменьшения БТЕ в СПГ известны из уровня техники, все или почти все из них не способны обеспечить экономически выгодную операцию, особенно в условиях морского пространства. Следовательно, все еще существует потребность в обеспечении усовершенствованных установок и способов регазификации, которые допускают простое и выгодное удаление неметановых компонентов, чтобы таким образом производить СПГ с желаемым БТЕ и/или химическим составом. Сущность изобретения Настоящее изобретение относится к устройствам и способам, в которых СПГ сначала сжимается до сверхкритического давления и затем испаряется предпочтительно в морских испарителях или в испарителях, которые расположены в местах, удаленных (например, более чем 1 км) от населенной местности; до температуры, которая зависит от концентрации неметанового компонента в СПГ (например, около-20-15F). Полученный таким образом сверхкритический испаренный природный газ затем транспортируется к береговой установке и делится на первую и вторую порции, где соотношение разделения тоже зависит от концентрации неметановых компонентов в СПГ. Первая часть затем перерабатывается для удаления, по меньшей мере, некоторых неметановых компонентов из природного газа. Наиболее предпочтительно работа производится расширением регазифицированного природного газа, чтобы таким образом производить рекомпрессию сухого природного газа,-1 011195 который затем соединяется со второй порцией, чтобы таким образом формировать переработанный СПГ. В одном аспекте предмета изобретения метод обеспечения продукта природного газа включает шаг,в котором испаренный сверхкритический СПГ обеспечивается наиболее предпочтительно из морского или берегового терминала. В другом шаге испаренный сверхкритический СПГ делится на первый и второй потоки, где первый поток перерабатывается для удаления, по крайней мере, некоторых неметановых компонентов из первого потока с образованием продукта сухого природного газа, и где шаг дальнейшей переработки включает первое турборасширение по крайней мере части первого потока. В еще одном шаге обедненный природный газовый продукт сжимается с использованием по крайней мере части энергии от первого турборасширения, и сжатый сухой продукт природного газа затем объединяется со вторым потоком, чтобы таким образом сформировать товарный газ с предопределенным содержанием неметановых компонентов. Предпочтительно испаренный сверхкритический СПГ имеет предопределенную температуру, и соотношение разделения на первый и второй потоки имеет предопределенное отношение, где и температура, и соотношение зависит от концентрации неметановых компонентов в СПГ. Далее предпочтительно,чтобы в таких способах первый поток перерабатывался в абсорбере, который затем производит кубовый продукт, где кубовый продукт далее перерабатывается по крайней мере в одной колонне ниже по потоку(обычно работающей при давлении более низком, чем давление в абсорбере), чтобы производить по меньшей мере один из этанового продукта и пропансодержащего продукта. По крайней мере, на некоторых из таких установок предпочтительно, чтобы колонна ниже по потоку работала как деметанизатор и обеспечивала дистиллят для абсорбера как оросительный поток и/или нижний питающий поток. Второе турборасширение может быть включено так, чтобы расширялась по меньшей мере часть первого потока,где первое турборасширение обеспечивает работу обратного холодильника и где второе турборасширение обеспечивает охлаждение в абсорбере. Соответственно предусмотрено, что морское оборудование может включать источник СПГ (например, судно для перевозки СПГ, погруженные или плавающие танкеры для СПГ) и насос, соединенный по текучей среде с источником, где насос сжимает СПГ до сверхкритического давления. Блок регазификации (например, испаритель морской воды на открытой эстакаде, выпарной аппарат погружного горения,промежуточный жидкостной испаритель и/или циклический испаритель Ранкина) затем соединяется с насосом и работает для регазификации сверхкритического СПГ до предопределенной температуры (от около -20 до около 20F), где регулятор оперативно соединенный с блоком регазификации и способный устанавливать температуру регазификации СПГ в зависимости от концентрации неметановых компонентов. Наиболее предпочтительно, чтобы регулятор, включающий блок центрального процессора, регулировал температуру в зависимости от предварительно полученной информации о химическом составе СПГ. В другом аспекте предмета изобретения установка для переработки СПГ включает морскую и береговую части, которые сконструированы, чтобы сжимать СПГ до сверхкритического давления и для регазификации сжатого СПГ. Береговая часть такой установки устроена, чтобы перерабатывать одну часть регазифицированного СПГ для удаления по крайней мере части неметановых компонентов в СПГ, чтобы таким образом получить продукт сухого природного газа, где береговая часть устроена, чтобы производить товарный газ из продукта сухого природного газа и другой части регазифицированного СПГ. Обычно береговая часть включает абсорбер, который принимает одну порцию регазифицированного СПГ,чтобы производить таким образом обедненный регазификат. Подобно вышерассмотренным установкам,рассматриваемые установки включают турборасширитель, который расширяет одну порцию регазифицированного СПГ перед входом в абсорбер, и еще дальше включает компрессор, связанный с расширителем, и сжимающий продукт сухого природного газа. Колонна ниже по потоку обычно будет конструироваться, чтобы принимать кубовый остаток абсорбера и, чтобы производить этан и пропансодержащий продукт, или может быть сконструирован как деметанизатор, чтобы принимать кубовый остаток абсорбера и чтобы производить орошающий поток и/или кубовый поток в абсорбер. С другой стороны, рассматриваемые установки могут включать источник (например, береговой или морской), который обеспечивает регазифицированный СПГ при сверхкритическом давлении, где СПГ имеет первоначальное количество неметановых компонентов. Береговой блок разделения потока может быть обеспечен так, чтобы производить первый и второй поток из регазифицированного СПГ, и береговой абсорбер сконструирован так, чтобы производить продукт сухого природного газа из турборасширенной части первого потока. Береговой компрессор будет затем сжимать продукт сухого природного газа, где компрессор использует энергию турборасширения первого потока. Береговой элемент объединения потока устроен, чтобы производить товарный газ из сжатого продукта сухого природного газа и второго потока, причем товарный газ имеет количество неметановых компонентов, которое меньше, чем начальное количество. Различные объекты, характеристики, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из последующего детального описания предпочтительных вариантов изобретения. Краткое описание чертежей Фиг. 1 является одним из примеров установки береговой СПГ регазификации с береговой перера-2 011195 боткой с использованием двух колон; фиг. 2 является другим примером установки морской СПГ регазификации с береговой переработкой с использованием трех колон. Подробное описание Изобретатели обнаружили, что неметановые компоненты (например, имеющие два или более атома углерода (С 2+ могут быть отделены из СПГ экономически желаемым способом, в котором СПГ сжимается до сверхкритического давления предпочтительно в морском или удаленном от берега пространстве,и в котором сверхкритический СПГ регазифицируется до промежуточной температуры на береговом или удаленном пространстве. Таким образом, нагретый сверхкритический природный газ затем направляется в блок переработки (например, берегового расположения). Альтернативно, по крайней мере одна из морских операций может быть представлена на берегу. В зависимости от химического состава СПГ, различные фракции нагретого и испаренного природного газа затем перерабатываются на береговом пространстве с образованием продукта сухого природного газа, который затем объединяется с другой фракцией нагретого и испаренного природного газа,чтобы производить таким образом товарный газ с предопределенным составом и/или теплотворной способностью. Таким образом, необходимо признать, что такие установки могут применяться для БТЕконтроля ввозимого СПГ, которое не отвечает техническим условиям трубопровода. Береговая переработка будет иметь преимущества при относительно высоком давлении испаренного природного газа,который расширяют в турборасширителе, чтобы генерировать энергию для рекомпрессии сухого газа и/или для обеспечения по меньшей мере части условий для работы обратных холодильников в следующих по потоку ректификационных колоннах (деметанизаторе и/или деэтанизаторе). Таким образом, охлаждение для процесса сепарации обеспечивается испарением СПГ, и, следовательно, необходимо признать, что температура испаренного сверхкритического природного газа будет являться зависимой от содержания неметановых компонентов в СПГ. В одной особенно предпочтительной установке часть испаренного пара из первого турборасширителя перерабатывается во втором турборасширителе, который устроен для изменяющихся уровней снижения БТЕ (отношение турборасширенного к турбонерасширенному пару будет определяться уровнем удаления С 2+). По меньшей мере часть энергии, генерированной вторым турборасширителем, используется для рекомпресии сухого газа. Необходимо особенно отметить, что два турборасширителя, работающих последовательно, могут обеспечить значительную энергию для рекомпрессии сухого газа до давления в трубопроводе. Однако, когда желательно, один или более дополнительных компрессоров могут быть добавлены, когда требуется высокое давление перекачки. Также отмечено, что посредством байпасирования части берегового пара вокруг первого турборасширителя, объем последующего блока переработки может быть сокращен, снижая капитальную стоимость берегового блока снижения БТЕ. Конечно,действительное количество байпасных материалов будет главным образом зависеть от теплотворной способности ввозимого СПГ, технических требований трубопровода по теплотворной способности газа и/или пожеланий относительно С 2 и С 3+ продуктов. В таких схемах рассматриваемые установки строятся как две колонные установки, в которых первая колонна работает как обратный деметанизатор, который принимает два обратных потока, и в которых вторая колонна работает как деэтанизатор, производящий этановый дистиллятный пар и кубовый продукт С 3+ (т.е. продукт, содержащий соединения, имеющие три или более атомов углерода). Такие установки будут выгодно допускать изменения в выделении компонентов и меняющихся уровнях БТЕ контроля за счет изменения температуры переработки и отношения разделения обратных потоков. Примерная схема двухколонной схемы установки отражена на фиг. 1. Здесь установка включает морской терминал, который принимает СПГ с судна для перевозки СПГ 51. СПГ разгружается с судна посредством автоматизированной системы налива на морской танкер для хранения СПГ 52. Танкеры для хранения СПГ могут быть наземными структурами или плавающей емкостью для СПГ. Типичный состав СПГ (поток 1) показан в табл. 1. СПГ из танкера для хранения сжимается первым насосом 53 до промежуточного давления, обычно до 100 МКФД (манометрическое давление в фунтах на квадратный дюйм). Сжатый СПГ далее сжимается вторым насосом 54 до сверхкритического давления, обычно 1500-2200 МКФД, формируя поток 2. Необходимо отметить, что нагнетание давления вторым насосом будет, как правило, расти с увеличением содержания неметановых компонентов в СПГ и/или с увеличением давления нагнетания газа морского трубопровода. Сверхкритический СПГ затем нагревается в испарителе СПГ 55 до промежуточной температуры, обычно от -10 до 10F, образуя поток 3. Промежуточная температура выбирается в зависимости от состава СПГ и уровня уменьшения БТЕ. Наиболее типично, поток 3 будет иметь более низкую температуру, когда требуется более высокий уровень экстракции С 2+ на берегу. Обычные испарители СПГ могут быть использованы для регазификационного оборудования, включающего испаритель морской воды на открытой эстакаде, выпарной аппарат погружного горения, промежуточный жидкостной испаритель, и/или циклический испаритель Ранкина, и/или другие подходящие тепловые источники (которые могут прибывать с берега). Нагретый СПГ затем транспортируется по надводному трубопроводу 56 к береговому оборудованию. Следовательно, необходимо отметить, что рассмотренные установки будут включать морское обо-3 011195 рудование, включающее источник СПГ и насос, соединенный по текучей среде с источником, в котором насос устроен, чтобы производить СПГ при сверхкритическом давлении (обычно около 1500 и 2200 МКФД и даже выше). Блок регазификации связан с насосом и устроен для регазификации сверхкритического СПГ до предопределенной температуры, где регулятор (например, центральный процессор или человеческий оператор) оперативно связан с блоком регазификации и способен устанавливать температуру регазификации СПГ в зависимости от концентрации неметановых компонентов в СПГ. Наиболее типично, источником СПГ является судно для перевозки СПГ, погруженный и/или плавающий танкер для СПГ. В менее предпочтительных аспектах источником СПГ может также быть трубопровод (предпочтительно надводный трубопровод). Далее необходимо отметить, что блок регазификации не ограничен специфическим типом, но те общеизвестные виды и особенно те, которые подходят для морских операций считаются подходящими здесь. Следовательно, рассмотренные блоки регазификации включают испаритель морской воды на открытой эстакаде, выпарной аппарат погружного горения, промежуточный жидкостной испаритель и/или циклический испаритель Ранкина и т.д. По отношению к температуре испаренного сверхкритического природного газа необходимо отметить, что специфическая температура будет зависеть от химического состава СПГ и особенно от содержания неметановых компонентов в СПГ. Однако особенно предпочтительно, чтобы температура была бы ниже нормальных рабочих условий трубопровода, и особенно предпочтительна температура от около -20 до около 20F. Однако и особенно, где СПГ относительно обогащенный и/или где желательно производить частично обедненный товарный газ, температура может также быть между -60 и -10F. Таким образом, особенно предпочтительно, чтобы регулятор имел блок центрального процессора, который был запрограммирован для контроля за температурой как функции входящей или иначе предварительно полученной информации о химическом составе СПГ. Альтернативно, сжатие до сверхкритической температуры и/или испарение сверхкритического СПГ может также быть представлено на суше с использованием компонентов хорошо известных из уровня техники. Однако, когда испарение представлено на берегу, обычно предпочтительно, чтобы тепло для испарения обеспечивалось, по меньшей мере, отчасти термическим слиянием с энергетическим циклом (например, с использованием потоков теплообмена, связанных с потоком цикла парогенератора-регенератора). Альтернативно, источник СПГ и/или блок регазификации может также располагаться на пространствах, которые относительно удалены от человеческого обитания и/или деятельности и будет обеспечивать береговое оборудование регазифицированным сверхкритическим природным газом. Например, хранение и/или регазификацию можно осуществлять на установках, на которых хранение и/или регазификация по меньшей мере на 1 км, более типично по меньшей мере на 5 км и наиболее типично по меньшей мере на 10 км удалено от берегового оборудования. После того как сверхкритический испаренный СПГ 3 обогащает береговое оборудование, поток 3 делится на две части, поток 4 и поток 5, в которых отношение между потоками зависит от желаемого уровня уменьшения БТЕ (и/или концентрации неметановых компонентов). Поток 4 байпасируют в блок сокращения БТЕ и смешивают с сухим газовым потоком 20, образуя товарный газовый поток 21, который подают в газопровод. Давление потока 5 снижают в первом турборасширителе 57, образуя поток 6,обычно при около 1100 МКФД и температуре от около -10 до около -60F. Первый турборасширитель 57 обеспечивает часть энергии для компрессии для работы оставшегося компрессора, который оперативно связан с расширителем. Поток 6 нагревается в теплообменнике 68 до 0 - (-25)F, образуя поток 7 обеспечением работы обратного холодильника 68. Двухфазный поток делится в сепараторе 59 на жидкий поток 9 и паровой поток 8. Паровой поток 8 далее делится на поток 11 и поток 12. Необходимо отметить, что деление между потоками 11 и 12 регулируется, поскольку необходимо сталкиваться с меняющимися уровнями снижения БТЕ или С 2+ удаления (ниже). Давление жидкостного потока 9 понижают в дроссельном клапане 60 до около 450 МКФД, образуя поток 10, который входит в более низкую секцию первой колонны 63. Когда требуется высокий уровень удаления С 2+, течение потока 12 по отношению к потоку 11 повышают, приводя к увеличению обратного потока к верхнему теплообменнику 64, где поток 12 охлаждают обычно до от -90 до -110F, образуя поток 14. Давление потока 14 затем снижают дроссельным вентилем, образуя поток 15, до примерно 450-500 МКФД и подают в более высокую секцию первой колонны (здесь работающую как деметанизатор). Давление потока 11 понижают до примерно 450-500 МКФД во втором турборасширителе 61, образуя поток 13, обычно при -40 до -60F и подают в среднюю секцию колонны 63. Энергия, генерированная вторым турборасширителем, предпочтительно используется для обеспечения сухого газа требуемым давлением. Турборасширитель 61 также охлаждает подаваемый газ, подавая часть ректификационной нагрузки в первую колонну. Деметанизизующая колонна 63 обычно работает приблизительно при 450-500 МКФД и производит поток дистиллята 16 и кубовый поток 22. Необходимо отметить, что температуры этих двух потоков будут меняться в зависимости от желаемых уровней удаления С 2+. Например, в течение высокой степени удаления С 2+ верхняя температура предпочтительно поддерживается от около -110 до -145F, как необходимо для удаления этана и более тяжелых компонентов. Температура низа колонны деметанизации-4 011195 поддерживается ребойлером 71. В течение более низкого уровня извлечения С 2+ верхняя температура может повышаться до приблизительно от -80 до -100F, что необходимо при отводе некоторых из С 2 компонентов сверху. Охлаждение потока дистиллята 16 первой колонны осуществляется в теплообменнике 64 посредством охлаждения обратного потока 12. Нагретый таким образом поток 17 затем сжимается компрессором, который оперативно соединен со вторым турборасширителем, образуя поток 18, обычно при от -10 до -30F, который далее сжимается компрессором сухого газа, работающем от первого турборасширителя, образуя поток 19 при около 900-1200 МКФД. Где желательно, может производиться дополнительное повторное сжатие компрессором 65 для повышения давления сухого газа до давления трубопровода товарного газа, образуя поток 20, который затем смешивается с байпасным потоком 4. Давление кубового потока 22 первой колонны понижается посредством дроссельного клапана 66 приблизительно до 200-400 МКФД, образуя поток 23 для подачи в более высокую секцию второй дистилляционной колонны 67, деэтанизатор. Деэтанизатор представляет собой обычную колонну, оформленную так, чтобы производить обогащенный С 2 паровой поток дистиллята 24 и поток С 3+ кубового продукта 25. Паровой дистиллят 24 конденсируется в обратном холодильнике 68, охлаждаемый входящим газовым потоком 6. Охлажденный поток дистиллята 26 разделяется в сборнике орошающей фракции 69 на поток этанового продукта 27 и жидкостной поток 28, который затем сжимается насосом 70,образуя поток 29 для возврата в колонну деэтанизации. Тепловое оборудовании в колонне деэтанизации обеспечивается ребойлером 72 с использованием внешнего источника тепла. Суммарный материальный баланс для блока уменьшения БТЕ показан в табл. 1. Следовательно, изобретатели рассматривают способ получения природного газового продукта, который включает шаги (1) получение испаренного сверхкритического СПГ предпочтительно с морского или берегового терминала; (2) разделение испаренного сверхкритического СПГ на первый и второй потоки; (3) переработка первого потока для удаления, по меньшей мере, некоторых неметановых компонентов из первого потока, чтобы сформировать продукт сухого природного газа, где шаг переработки включает первое турборасширение по меньшей мере части первого потока; (4) сжатие продукта сухого природного газа с использованием по меньшей мере части энергии от первого турборасширения; и (5) объединение сжатого продукта сухого природного газа со вторым потоком, чтобы получить таким образом товарный газ с предопределенным содержанием неметановых компонентов. Как уже обсуждалось выше, предпочтительные шаги получения испаренного сверхкритического СПГ включают испарение сверкритического СПГ до предопределенной температуры, где температура зависит от концентрации неметановых компонентов в СПГ. Точно так же, шаг разделения испаренного сверхкритического СПГ на первый и второй потоки зависит от концентрации неметановых компонентов в СПГ. Наиболее предпочтительно шаг переработки далее включает второе турборасширение по меньшей мере части первого потока, где первое турборасширение обеспечивает функцию охлаждения в абсорбере. Следовательно, особенно предпочтительные установки будут включать часть (предпочтительно морскую), обустроенную для сжатия СПГ до сверхкритического давления и регазификации сжатого СПГ, и береговую часть, устроенную для переработки одной части регазифицированного СПГ для удаления по меньшей мере части содержания неметановых компонентов в СПГ, чтобы, таким образом,сформировать продукт сухого природного газа. На таких установках морская часть обычно далее обустраивается для производства товарного газа из смеси продукта сухого природного газа, а другая часть регазифицированного СПГ. Также рассматривается установка, имеющая морской источник, который обеспечивает регазифицированный СПГ при сверхкритическом давлении, где СПГ имеет начальное количество неметановых компонентов. Блок деления берегового потока устроен, чтобы производить первый и второй потоки регазифицированного СПГ, и береговой абсорбер устроен, чтобы производить продукт сухого природного газа из турборасширенной части первого потока. Такие установки будут далее включать береговой компрессор, который сжимает продукт сухого природного газа, где компрессор устроен, чтобы использовать энергию турборасширения первого потока, и береговой элемент смешения потоков, который устроен для производства товарного газа из сжатого продукта сухого природного газа и второго потока, где товарный газ имеет количество неметановых компонентов, которое меньше, чем начальное количество. Как обсуждалось выше, в основном предпочтительно, чтобы блок управления (например, человеческий оператор или оборудование, включающее центральный процессор и запрограммированный, чтобы работать без ручного управления или вмешательства пользователя), который устроен,чтобы контролировать температуру регазифицированного СПГ и/или соотношение первого и второго потоков в блоке разделения потока, где температура и/или соотношение устанавливается в зависимости от концентрации неметанового компонента в регазифицированном СПГ. В другой предпочтительной установке блок уменьшения БТЕ включает три колонны, первая колонна (здесь абсорбер) работает при более высоком давлении, чем вторая колонна, и где понижается давление кубовой жидкости из абсорбера (например, дроссельным клапаном) и подается во вторую колонну. Необходимо понимать, что, управляя первой колонной при более высоком давлении, мощность сжатия сухим газом может быть значительно уменьшена, особенно когда требуется относительно высокое дав-5 011195 ление в трубопроводе. Также необходимо понимать, что уменьшение давления первого кубового продукта обеспечивает частичное охлаждение на ректификационную функцию второй колонны (обычно посредством дросселирования), которая работает как деметанизатор. Паровой дистиллят из второй колонны сжимается в циркуляционном компрессоре и возвращается в первую колонну. Третья колонна работает как деэтанизатор при еще более низком давлении, чем первая и вторая колонны, производя этановый паровой дистиллят и кубовый продукт С 3+. Необходимо особенно отметить, что паровой дистиллят второй колонны делится на две части. Первая часть охлаждается в обратном теплообменнике паровым дистиллятом из абсорбера, чтобы формировать таким образом холодный обратный поток на верхнюю секцию первой колонны (абсорбер). Вторая часть дистиллятного пара образует отдувочный газ, который подается в нижнюю часть первой колонны. Используя такие разделительные устройства, отмечается, что соотношение первой части ко второй части пара из второй дистилляционной колонны может быть использовано для управления в значительной степени желаемым уровнем переработки С 2+. Один пример схемы таких установок представлен на фиг. 2. Здесь установка включает морской терминал, принимающую СПГ с судна для перевозки СПГ 51. СПГ разгружается с судна посредством автоматизированной системы налива на морской танкер СПГ 52. Танкеры для хранения СПГ могут быть установленны на поверхности или быть плавающими сосудами. Как и ранее, обычный состав СПГ (поток 1) показан в табл. 2. СПГ из танкера для хранения сжимается первым насосом 53 до промежуточного давления, обычно до 100 МКФД. Сжатый СПГ далее сжимается вторым насосом 54 до сверхкритического давления, обычно до 1500-2200 МКФД, образуя поток 2. Необходимо отметить, что нагнетание давления вторым насосом обычно увеличивается с увеличением обогащенности ввозимого СПГ и/или нагнетательного давления в береговом газопроводе. Сверхкритический СПГ затем нагревается в испарителе СПГ 55 до промежуточной температуры,обычно от -10 до 10F, образуя поток 3. Промежуточная температура зависит от состава СПГ и уровня снижения БТЕ, и обычно необходима более низкая температура, когда требуется более высокий уровень экстракции С 2+ на берегу. Обычные испарители СПГ могут быть использованы для регазификационного оборудования, включая испаритель морской воды на открытой эстакаде, выпарной аппарат погружного горения, промежуточный жидкостной испаритель и/или циклический испаритель Ранкина или другие подходящие тепловые источники. Нагретый СПГ затем транспортируется по надводному трубопроводу 56 к береговому оборудованию. После того как сверхкритический СПГ наполнит береговое оборудование, поток 3 делится на две части, поток 4 и поток 5, с отношением деления, определяемым уровнем требования по уменьшению БТЕ. Поток 4 байпасируется в блок уменьшения БТЕ и смешивается с сухим газовым потоком 20, образуя поток 21, который подается в газопровод. Давление потока 5 понижается в первом турборасширителе 57, образуя поток 6, обычно при 1100 МКФД и -(20-60)F. Первый турборасширитель 57 обеспечивает часть компрессионной энергии для работы оставшегося компрессора. Поток 6 нагревается от 0 до -25F,образуя поток 7, обеспечением условий охлаждения для обратных холодильников 68 и 74. Двухфазный поток разделяется в сепараторе 59 на жидкостной поток 9 и паровой поток 8, который затем делится на поток 11 и поток 12. Деление регулируется из необходимисти сталкиваться с изменяющимися уровнями уменьшения БТЕ или удаления С 2+ (ниже). Давление жидкостного потока 9 понижается дроссельным клапаном 20 до приблизительно 600 МКФД, образуя поток 10, который входит в более низкую секцию первой колонны 63. Когда требуется высокий уровень удаления С 2+, соотношение потока 12 к потоку 11 растет, приводя к увеличению обратного потока вверху теплообменника 64. Поток 12 охлаждается обычно от -90 до 110F в теплообменнике 64, образуя поток 14, и дроссельным клапаном 62 понижается его давление, образуя поток 15, приблизительно до 400-650 МКФД и подается в более высокую секцию первой колонны(здесь абсорбер). Давление потока 11 понижается до приблизительно 400-600 МКФД во втором турборасширителе 61, образуя поток 13, обычно при -40 до -60F и подается в среднюю секцию колонны 63. Энергия, генерированная вторым турборасширителем, предпочтительно используется, чтобы обеспечить часть требований по сжатию сухого газа. Турборасширение также обеспечивает охлаждение подаваемого газа, обеспечивая таким образом часть ректификационной функции первой колонны. В первую колонну также подается рециркулирующий поток 37 и поток 38 из второй колонны. Регулируя соотношение между двумя потоками, удаление С 2 и С 3 можно регулировать как это необходимо. Первая колонна, работающая при 400-650 МКФД, производит поток дистиллята 16 и кубовый поток 22. Температура этих двух потоков меняется в зависимости от степени удаления С 2+. Например, в течение высокой степени удаления С 2+, температура верха должна поддерживаться при -110 до -145F, как это необходимо для удаления этана и более тяжелых компонентов. В течение более низкой степени удаления С 2+, температура верха увеличивается приблизительно от около -80 до -100F, как это необходимо для удаления некоторых С 2 компонентов сверху. Охлажденность потока дистиллята первой колонны снижается в теплообменнике 64, посредством охлаждения первого и второго обратных потоков 37 и 12, чтобы получить таким образом потоки 39 и 14 соответственно. Нагретый поток 17 сжимается компрессором,-6 011195 который по крайней мере отчасти регулируется вторым турборасширителем 61, образуя поток 18, обычно при -10 до -30F и далее сжимается компрессором сухого газа, нагнетаемым первым турборасширителем 57, с образованием потока 19 приблизительно при 900-1200 МКФД. Как вариант, дополнительная рекомпрессия компрессором 65 может применяться для повышения давления газа до давления товарного газа в трубопроводе, получая поток 20, который может смешиваться с байпасным потоком 4. Давление потока дистиллята 22 первой колонны снижается дроссельным клапаном 66 до приблизительно 200-400 МКФД, образуя поток 29 перед входом на более высокую ступень второй дистилляционной колонны 73. Дистилляционная колонна 73 работает приблизительно при 200-400 МКФД, работающая как деметанизатор, разделяя поток 29 на С 2+ кубовый поток 31 и обогащенный С 1 поток дистиллята 30. Паровой дистиллят конденсируется, используя охлаждение от входящего подаваемого потока 6 в обратном холодильнике 74, образуя поток 32 при около 0-(-40)F. Поток 32 разделяется в сборнике орошающей фракции 75 на жидкостной поток 34 и паровой поток 33. Жидкостной поток 34 сжимается обратным насосом 76, формируя поток 35, и возвращается на вершину второй колонны 73 как орошающий поток. Паровой поток 33 сжимается компрессором 77, образуя поток 36, который делится на потоки 37 и 38, и направляется в теплообменник 64, проводя нагрев, и/или вниз первой колонны для реабсорбции этана. Требуемый нагрев второй колонны обеспечивается ребойлером 71, используя внешний источник тепла. Температура кубового продукта СПГ находится в пределах 100-200F в зависимости от уровня сокращения БТЕ. Кубовый продукт второй колонны отправляется в третью колонну 67 (после расширения дросселирующим клапаном 78 через поток 23), которая работает как деэтанизатор для дальнейшего фракционирования. Деэтанизатор обычно имеет вид обычной колонны, которая производит обогащенный С 2 паровой дистиллят 24 и кубовый поток С 3+ 25. Паровой дистиллят конденсируется в обратном холодильнике 68,охлаждаемый подаваемым газовым потоком 6. Охлажденный поток дистиллята разделяется в сборнике орошающей фракции 69 на поток этанового продукта 27 и жидкостной поток 28, который далее сжимается насосом 70, образуя поток 29, чтобы охлаждаться в колонне деэтанизации. Требования нагрева в колонне деэтанизации обеспечиваются ребойлером 72, используя внешний источник тепла, а требования нагрева колонны 73 обеспечиваются ребойлером 71, используя внешний источник тепла. Суммарный материальный баланс для блока сокращения БТЕ отражен в табл. 2. Таким образом, специфические конструкции и применения для регазификации СПГ раскрыты. Очевидно, однако, для специалиста в данной области, что много больше модификаций помимо уже описанных возможны, не выходя за рамки данного изобретения. Например, морская часть рассмотренных установок и способов может также располагаться и работать частично или полностью на берегу. Предмет изобретения, следовательно, не должен ограничиваться только предложенной формулой. Более того, в интерпретации и описания, и формулы, все термины могут быть интерпретированы самыми широкими возможными способами совместно с контекстом. В частности, термины "включает" и "включающий" должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или шагам в неисключительной манере, указывая, что элементы, компоненты или шаги, на которые ссылаются, могут присутствовать,или отсутствовать, или объединяться с другими элементами, компонентами или шагами, на которые явно не ссылаются. Более того, когда определение или использование термина в ссылке, на которую здесь ссылаются, противоречиво или противоположно определению термина, приведенного здесь, определение этого термина применимо здесь, а определение того термина в ссылке не применимо. Таблица 1 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ получения товарного природного газа, в котором сжимают сжиженный природный газ (СПГ) до сверхкритического давления и испаряют его; разделяют на первый и второй потоки; осуществляют турборасширение по меньшей мере части первого потока; удаляют из расширенной части по меньшей мере часть неметановых компонентов с получением сухого природного газа; сжимают сухой природный газ, используя, по меньшей мере частично, энергию от первого турборасширения; и объединяют поток сжатого сухого природного газа со вторым потоком. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что СПГ, сжатый до сверхкритического давления, испаряют при температуре, равной или меньшей 20F, в зависимости от концентрации неметановых компонентов в СПГ. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что доли, которые составляют первый и второй потоки от потока испаренного СПГ, обусловлены концентрацией неметановых компонентов в СПГ. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый поток направляют для переработки в абсорбер,полученный в абсорбере кубовый продукт направляют для переработки по меньшей мере в одну находящуюся ниже по потоку колонну для получения этанового продукта, пропана и более тяжелого продукта. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что по меньшей мере одна находящаяся ниже по потоку колонна функционирует при давлении, более низком, чем рабочее давление абсорбера. 6. Способ по п.4, отличающийся тем, что по меньшей мере одна находящаяся ниже по потоку колонна функционирует как деметанизатор или деэтанизатор и обеспечивает дистиллят, который рециркулирует в абсорбер как поток флегмы и/или кубовый поток. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют второе турборасширение по меньшей мере части первого потока, при этом энергия, полученная в результате первого турборасширения, обеспечивает работу обратного холодильника находящихся ниже по потоку колонн, а энергия, полученная в результате второго турборасширения, обеспечивает охлаждение в абсорбере для удаления неметановых компонентов. 8. Установка для получения потока испаренного СПГ, сжатого до сверхкритического давления,включающая источник СПГ, соединенный с ним насос, способный сжимать СПГ до сверхкритического давления; блок испарения, соединенный с насосом; регулятор, связанный с блоком испарения и способный устанавливать температуру испарения СПГ в зависимости от концентрации неметановых компонентов в СПГ. 9. Установка по п.8, отличающаяся тем, что источник СПГ представляет собой судно для перевозки СПГ, погруженный танкер для СПГ или плавающий танкер для СПГ. 10. Установка по п.8, отличающаяся тем, что блок испарения представляет собой испаритель мор-8 011195 ской воды на открытой эстакаде, топливный выпарной аппарат погружного горения, испаритель окружающего воздуха, промежуточный жидкостной испаритель и/или циклический испаритель Ранкина. 11. Установка по п.8, отличающаяся тем, что регулятор включает блок центрального процессора,запрограммированный для управления температурой в зависимости от предварительно полученной информации о химическом составе СПГ. 12. Установка переработки СПГ, включающая источник испаренного СПГ при сверхкритическом давлении; делитель потока испаренного СПГ на первый и второй потоки; турборасширитель первого потока; абсорбер, выполненный с возможностью получения сухого природного газа из турборасширенной части первого потока; компрессор для сжатия сухого природного газа, способный использовать энергию, полученную при турборасширении первого потока; и элемент объединения потока сжатого сухого природного газа и второго потока. 13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что дополнительно включает блок управления для регулирования температуры испаренного СПГ и соотношения первого и второго потоков на основании данных о концентрации неметановых компонентов в испаренном СПГ. 14. Установка переработки СПГ по п.12, отличающаяся тем, что включает находящуюся ниже по потоку за абсорбером колонну, которая предназначена для получения этана, пропана и более тяжелого продукта из абсорбированного кубового продукта. 15. Установка переработки СПГ по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включенная колонна представляет собой деметанизатор или деэтанизатор для получения абсорбированного кубового продукта и получения по меньшей мере одного потока флегмы и кубового потока в абсорбер. 16. Установка по п.12, отличающаяся тем, что источник испаренного СПГ размещен в море. 17. Установка по п.12, отличающаяся тем, что делитель потока испаренного СПГ, турборасширитель первого потока, абсорбер, компрессор, элемент объединения потока расположены на берегу.
МПК / Метки
МПК: B01D 53/14, F25J 1/00
Метки: природного, способ, получения, товарного, газа, установка
Код ссылки
<a href="https://eas.patents.su/11-11195-sposob-i-ustanovka-dlya-polucheniya-tovarnogo-prirodnogo-gaza.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ и установка для получения товарного природного газа</a>
Предыдущий патент: Избирательное растворение поверхности разрыва
Следующий патент: Способ получения кислорода с использованием трёхступенчатых адсорбционных установок с колебанием давления
Случайный патент: Способ и устройство для оптимизации управления процессом, а также контроля за процессом в установке для изготовления макаронных изделий