Способ и система для предварительной обработки для сжижения природного газа

008625 Данное изобретение относится к способу и системе для предварительной обработки потоков природного газа, поступающих на завод СПГ по сжижению природного газа. В другом аспекте изобретение касается системы предварительной обработки природного газа, в которой используется способ тепловой интеграции для регулирования температуры природного газа во время предварительной обработки и понижения температуры природного газа, поступающего на завод СПГ. Криогенное сжижение природного газа обычно применяют на практике в качестве средства превращения природного газа в более удобную форму для транспортировки и хранения. Такое сжижение уменьшает объем примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при давлении, примерно равном атмосферному. Что касается простоты хранения, природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника поставки на отдаленный рынок. Желательно, чтобы трубопровод функционировал в условиях, по существу, постоянной и высокой загрузки,но часто пропускная способность или вместимость трубопровода может превышать спрос, в то время как в другое время спрос может превышать пропускную способность трубопровода. Чтобы сглаживать пики,когда спрос превышает поставку, или точки минимума, когда поставка превышает спрос, желательно хранить избыточный газ таким образом, чтобы его можно было доставлять, когда поставка превышает спрос. Такой режим работы позволяет удовлетворять пики спроса в будущем с помощью материала из хранилища. Один из практических способов для осуществления такого режима работы заключается в превращении газа в жидкое состояние для хранения и затем испарении жидкости, когда это требуется для удовлетворения спроса. Сжижение природного газа имеет еще большее значение при транспортировке газа от источника поставки, который отдален на большие расстояния от потенциального рынка, а трубопровод либо не доступен, либо непрактичен. Это особенно справедливо, когда транспортировка должна быть осуществлена океанскими судами. Транспортировка судами в газообразном состоянии вообще не целесообразна, поскольку требуется создание существенно повышенного давления, чтобы значительно уменьшить удельный объем газа. Для создания такого повышенного давления требуется применение более дорогостоящих контейнеров для хранения. Чтобы хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии, природный газ предпочтительно охлаждают до температуры от -151 до -162 С (от -240 до -260F), при которой сжиженный природный газ (СПГ) обладает почти атмосферным давлением пара. В предшествующем уровне техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижают, последовательно пропуская газ при повышенном давлении через множество стадий охлаждения, вследствие чего газ последовательно охлаждают до более низких температур до тех пор, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение обычно осуществляют теплообменом с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот или их комбинации (например, системы со смешанными хладагентами). В методике сжижения, которая в частности применима к данному изобретению, используют открытый метановый цикл для заключительного цикла охлаждения, при котором сжатый поток, несущий СПГ, мгновенно испаряют и пары после мгновенного испарения (т.е. поток(и) мгновенного испаренного газа) затем используют в качестве хладагентов, повторно сжимают, охлаждают, объединяют с обработанным потоком подаваемого природного газа и сжижают, получая таким образом сжатый поток, несущий СПГ. До сжижения потока природного газа на заводе СПГ поток природного газа должен быть предварительно обработан, чтобы удалить такие компоненты, как вода, кислые газы, тяжелые (С 3+) углеводороды и ртуть. Такую предварительную обработку обычно осуществляют либо выше всех стадий охлаждения,либо сразу ниже начальной стадии охлаждения. Известно, что различные стадии предварительной обработки более эффективны и рациональны при различных температурах и давлениях. Например, отделение жидкости лучше всего осуществлять при более низких температурах природного газа, в то время удаление кислых газов лучше всего осуществлять при более высоких температурах природного газа. Кроме того, если температура потока природного газа может быть достаточно снижена в течение предварительной обработки, тогда можно исключить одну или несколько первичных стадий охлаждения в процессе сжижения. Таким образом, система предварительной обработки, которая более эффективно и рационально регулирует температуру природного газа в ходе предварительной обработки, понижая общую температуру природного газа в ходе предварительной обработки, могла бы быть существенным вкладом в технологию и экономию. Следовательно, необходимо обеспечить новую систему для предварительной обработки потока природного газа, поступающего на завод по сжижению природного газа, которая будет обеспечивать более эффективное регулирование температуры и давления природного газа. Кроме того, необходимо обеспечить новую систему для предварительной обработки природного газа, с использованием способа тепловой интеграции для более рационального и эффективного регулирования температуры природного газа в ходе предварительной обработки. Также необходимо обеспечить новую систему для предварительной обработки природного газа, в котором используется детандер для понижения давления потока природного газа и для производства энергии, используемой в другом месте на СПГ заводе.-1 008625 Также необходимо обеспечить новую систему для предварительной обработки природного газа, в которой температура потока природного газа, выходящего из системы предварительной обработки, значительно ниже, чем температура потока природного газа, входящего в систему предварительной обработки. Кроме того, необходимо обеспечить новую систему для предварительной обработки природного газа, которая снижает давление природного газа на начальной стадии предварительной обработки, тем самым, позволяя использовать в системе для предварительной обработки оборудование с более низким проектным давлением. Следует отметить, что перечисленные выше преимущества изобретения приведены только в качестве примеров, и другие цели и преимущества данного изобретения будут очевидны из его описания и чертежей. Соответственно в одном варианте настоящего изобретения предлагается способ предварительной обработки для сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) нагревание потока природного газа в первой половине первого теплообменника; (b) ниже первой половины первого теплообменника нагревание потока природного газа в первой половине второго теплообменника; (с) ниже первой половины второго теплообменника удаление кислого газа из потока природного газа в системе удаления кислого газа; (d) ниже системы удаления кислого газа охлаждение природного газа во второй половине второго теплообменника с помощью косвенного теплообмена с потоком природного газа, который нагревают на стадии (b); (е) ниже второй половины второго теплообменника удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе и (f) ниже первого водоотделителя охлаждение потока природного газа во второй половине первого теплообменника с помощью косвенного теплообмена с природным газом, который нагревают на стадии (а). В другом варианте настоящего изобретения предлагается способ предварительной обработки для сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) уменьшение давления потока природного газа в детандере; (b) ниже детандера удаление жидкостей из природного газа в первом сепараторе газжидкость и (с) ниже первого сепаратора газ-жидкость охлаждение потока природного газа в первом охладителе, использующем хладагент, содержащий в основном углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их комбинаций. В еще одном варианте данного изобретения предлагается способ предварительной обработки,включающий следующие стадии: (а) удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе;(b) ниже первого водоотделителя уменьшение давления потока природного газа в детандере; (с) ниже детандера удаление жидкостей из потока природного газа в первом сепараторе газ-жидкость; (d) ниже первого сепаратора газ-жидкость нагревание потока природного газа в первой половине первого теплообменника; (е) ниже первой половины первого теплообменника нагревание потока природного газа в первой половине второго теплообменника; (f) ниже первой половины второго теплообменника удаление кислого газа из природного газа в системе удаления кислого газа; (g) ниже системы удаления кислого газа охлаждение природного газа во второй половине второго теплообменника; (h) ниже второй половины второго теплообменника удаление жидкости из потока природного газа во втором сепараторе газжидкость; (i) ниже второго сепаратора газ-жидкость удаление воды из потока природного газа во втором водоотделителе и (j) ниже второго водоотделителя охлаждение потока природного газа во второй половине первого теплообменника. В другом варианте настоящего изобретения предлагается система для предварительной обработки для сжижения природного газа. Устройство включает детандер, первый теплообменник и систему удаления кислых газов. Детандер может использоваться для уменьшения давления природного газа. Первый теплообменник определяет путь прохождения первого потока текучей среды и путь прохождения второго потока текучей среды. Первый теплообменник используется для облегчения косвенного теплообмена между природным газом, проходящим по пути первого потока текучей среды, и природного газа, проходящего по пути второго потока текучей среды. Вход пути первого потока текучей среды по потоку соединен с выходом детандера. Система удаления кислого газа имеет вход, который по потоку соединен с выходом пути прохождения первого потока. Система удаления кислого газа имеет выход, который по потоку соединен со входом пути прохождения второго потока. Краткое описание чертежей Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения подробно описан ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, где на фиг. 1 изображена упрощенная схема потока для каскадного способа охлаждения при производстве СПГ, в которой используется открытый цикл охлаждения метаном; на фиг. 2 - упрощенная схема потока для предпочтительного варианта системы предварительной обработки природного газа, подходящей для применения на заводе по сжижению природного газа, показанного на фиг. 1; и на фиг. 3 - схема потока для модельной системы предварительной обработки природного газа, разработанной в соответствии с принципами настоящего изобретения. Используемый в данном описании термин способ каскадного охлаждения с открытым циклом-2 008625 относится к каскадному способу охлаждения, включающему по меньшей мере один закрытый цикл охлаждения и один открытый цикл охлаждения, при котором точка кипения хладагента/охлаждающего агента, используемого в открытом цикле ниже, чем точка кипения охлаждающего агента или агентов,используемых в закрытом цикле(ах), и часть функциональной задачи конденсировать сжатый хладагент/охлаждающий агент открытого цикла обеспечивается одним или несколькими закрытыми циклами. В данном изобретении метан или преимущественно метановый поток используется в качестве хладагента/охлаждающего агента в открытом цикле. Этот поток состоит из подаваемого потока обрабатываемого природного газа и сжатых газовых потоков открытого метанового цикла. Разработка способа каскадного охлаждения заключается в достижении баланса между термодинамическими коэффициентами полезного действия и капитальными затратами. В процессе теплопередачи термодинамическая необратимость уменьшена, так как градиенты температуры между нагревающимися и охлаждающимися текучими средами становятся меньше, но обычно получение таких маленьких градиентов температур требует существенного увеличения площади поверхности при теплопередаче, значительных модификаций различного технологического оборудования и надлежащего подбора скоростей потоков через такое оборудование, чтобы гарантировать, что как скорости потока, так и температуры подвода и вывода совместимы с требуемой задачей нагревания/охлаждения. Один из самых действенных и эффективных способов сжижения природного газа осуществляют посредством работы в режиме оптимизированного каскадного типа в комбинации с охлаждением по типу расширения. Такой способ сжижения состоит из последовательного охлаждения потока природного газа при повышенном давлении, например, приблизительно от 4,13 до 17,2 МПа (приблизительно от 600 до 2500 фунтов на кв.дюйм) при помощи последовательного охлаждения газового потока при прохождении через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и открытый метановый цикл, в котором часть подаваемого газа используется в качестве источника метана и который включает многоступенчатый цикл расширения с целью дальнейшего охлаждения потока и уменьшения давления до близкого к атмосферному. В последовательности циклов охлаждения хладагент,имеющий самую высокую точку кипения, используется первым, за ним следует хладагент, имеющий промежуточную точку кипения, и в конце - хладагент, имеющий самую низкую точку кипения. Используемый в данном описании термин пропановый охладитель будет означать систему охлаждения, в которой используется хладагент, имеющий точку кипения такую же, как и пропан или пропилен или близкую к ним. Используемый в данном описании термин этиленовый охладитель будет означать систему охлаждения, в которой используется хладагент, имеющий точку кипения такую же, как этан или этилен или близкую к ним. Используемые в данном описании термины выше и ниже будут использоваться для описания относительного расположения различных узлов завода по сжижению природного газа в соответствии с направлением пути прохождения потока природного газа через завод. Различные стадии предварительной обработки обеспечивают возможность удаления нежелательных компонентов, таких как кислые газы, меркаптаны, ртуть, влага и конденсат более тяжелых углеводородов из подаваемого потока природного газа, доставленного на установку. Состав газового потока может изменяться в значительной степени. Используемый в данном описании поток природного газа является любым потоком, главным образом состоящим из метана, источником которого в основном служит подаваемый поток природного газа, при этом такой подаваемый поток, например, содержит по меньшей мере 85 мол.% метана при наличии баланса между этаном, высшими углеводородами, азотом,углекислым газом и минорными количествами других примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптаны. Стадиями предварительной обработки могут быть отдельные стадии, расположенные либо выше циклов охлаждения, либо расположенные ниже одной из ранних стадий охлаждения в начальном цикле. Нижеследующее является неполным списком некоторых из имеющихся способов, которые легко доступны специалистам в данной области. Кислые газы и в меньшей степени меркаптаны обычно удаляют с помощью способа химических реакций с применением водного раствора, содержащего амин. Эту стадию обработки обычно выполняют выше стадий охлаждения в начальном цикле. Основную часть воды обычно удаляют в виде жидкости с помощью двухстадийного разделения газа и жидкости после сжатия и охлаждения газа выше начального цикла охлаждения, а также ниже первой стадии охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют с помощью слоев сорбента ртути. Остаточные количества воды и кислых газов обычно удаляют, используя соответствующим образом подобранные слои сорбента,такого как регенерируемые молекулярные сита. Предварительно обработанный поток подаваемого природного газа обычно доставляют для процесса сжижения при повышенном давлении или подвергнутым сжатию до повышенного давления, которое составляет более 3,44 МПа (500 фунтов на кв.дюйм), предпочтительно примерно от 3,44 до 20,7 МПа(примерно от 500 до 3000 фунтов на кв.дюйм). Температура потока обычно близка к температуре окружающей среды или немного превышает ее. Характерный диапазон температур составляет от 13,5 до 60 С(от 60 до 140F). Как ранее отмечалось, подаваемый поток природного газа охлаждают множеством многоступенчатых (например, из трех ступеней) циклов или стадий косвенным теплообменом с множеством хладагентов, предпочтительно тремя. Общая эффективность охлаждения для данного цикла повышается по мере-3 008625 увеличения числа стадий, но такое повышение эффективности сопровождается соответствующим возрастанием чистых капитальных затрат и сложности способа. Подаваемый газ предпочтительно пропускают через эффективное число стадий охлаждения, номинально две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно три стадии в первом закрытом цикле охлаждения с использованием хладагента с относительно высокой точкой кипения. Такой хладагент предпочтительно в основном состоит из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере приблизительно 75 мол.% пропана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% пропана и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, только из пропана. После этого, обработанный подаваемый газ проходит через эффективное число стадий, номинально две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три во втором закрытом цикле охлаждения при теплообмене с хладагентом, имеющим более низкую точку кипения. Такой хладагент предпочтительно в основном состоит из этана, этилена или их смеси, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере приблизительно 75 мол.% этилена, более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% этилена и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, только из этилена. Каждая стадия охлаждения включает отдельную зону охлаждения. Как указано ранее, обработанный подаваемый поток природного газа объединяют с одним или несколькими рециркулирующими потоками (т.е. со сжатыми потоками газа в открытом метановом цикле) в разных положениях во втором цикле, таким образом, получая поток для сжижения. На последней стадии второго цикла охлаждения основную часть потока для сжижения конденсируют (т.е. сжижают), предпочтительно весь поток, таким образом, получая сжатый поток, несущий СПГ. Обычно рабочее давление в этом месте только немного ниже, чем давление предварительно обработанного газа, подаваемого на первую стадию первого цикла. Как правило, подаваемый поток природного газа будет содержать такие количества С 2+ компонентов, которые приведут к образованию С 2+ обогащенной жидкости на одной или нескольких стадиях охлаждения. Такую жидкость удаляют с помощью средств для разделения смеси газ-жидкость, предпочтительно одним или несколькими обычными сепараторами для смеси газ-жидкость. Как правило, последовательное охлаждение природного газа на каждой стадии регулируют таким образом, чтобы удалить из газа, насколько это возможно, С 2 и углеводороды с более высокой молекулярной массой для получения газового потока с преобладанием метана и жидкого потока, содержащего значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Эффективное количество средств разделения смеси газ/жидкость располагают на ключевых местах ниже зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных С 2+ компонентами. Точные места расположения и количество средств разделения смеси газ/жидкость, предпочтительно обычных сепараторов смеси газ/жидкость, будет зависеть от ряда рабочих параметров, таких как С 2+ состав подаваемого потока природного газа, требуемое содержание BTU в продукте СПГ,значение С 2+ компоненты для других применений и других факторов, обычно рассматриваемых соответствующими специалистами в области функционирования завода СПГ и газового завода. Из потока или потоков С 2+ углеводород можно удалить метан с помощью одной стадии мгновенного испарения или на фракционной колонке. В последнем случае, полученный обогащенный метаном поток может быть под давлением непосредственно возвращен для осуществления процедуры сжижения. В первом случае, обогащенный метаном поток может быть повторно сжат и подвергнут рециркуляции или может быть использован как топливный газ. Поток или потоки С 2+ углеводород или деметанизированный поток С 2+ углеводород может использоваться как топливо или может быть далее обработан, например, фракционированием в одной или нескольких зонах фракционирования для создания отдельных потоков, обогащенных определенными химическими компонентами (например, С 2, С 3, С 4 и С 5+). Затем сжатый поток, несущий СПГ, дополнительно охлаждают в третьем цикле или стадии, называемой открытым метановым циклом, посредством контакта в основном метановом экономайзере с мгновенно испаренными газами (т.е. потоками мгновенно испаренного газа), полученными в третьем цикле способом, который будет описан позже и посредством расширения сжатого потока, несущего СПГ, до давления, примерно равного атмосферному. Мгновенное испарение сжатого потока, несущего СПГ, предпочтительно жидкого потока, до давления, примерно равного атмосферному, дает продукт СПГ, имеющий температуру от -151 до -162 С (-240 до -260F). Мгновенно испаряемые газы, используемые как хладагент в третьем цикле охлаждения, предпочтительно в основном состоят из метана, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% метана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% метана и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, только из метана. Во время расширения сжатого потока, несущего СПГ, примерно до почти атмосферного давления, сжатый поток, несущий СПГ, охлаждают с помощью по меньшей мере одного, предпочтительно двух-четырех и более предпочтительно трех расширений, где в каждом расширении применяют в качестве средства понижения давления либо расширительные клапаны Джоуля-Томпсона, либо гидравлические детандеры. После расширения проводят разделение продукта из газа и жидкости с помощью сепаратора. Когда применяют и надлежащим образом эксплуатируют гидравлический детандер,более высокие эффективности, связанные с получением энергии более значительным уменьшением температуры потока и выработкой меньшего количества пара во время стадии мгновенного испарения, часто будут превышать компенсацию на более высокие капитальные затраты и затраты на эксплуатацию, свя-4 008625 занные с детандером. В одном варианте дополнительное охлаждение сжатого потока, несущего СПГ,перед мгновенным испарением можно осуществлять посредством мгновенного испарения сначала части данного потока с помощью одного или нескольких гидравлических детандеров, а затем с помощью средств косвенного теплообмена, использующих поток мгновенно испаряемого газа для охлаждения оставшейся части сжатого потока, несущего СПГ, перед мгновенным испарением. Нагретый поток мгновенно испаряемого газа затем подвергают рециркуляции возвратом в соответствующее положение в открытом метановом цикле, исходя из анализа температуры и давления, и повторно будут подвергать сжатию. Решающим при сжижении природного газа каскадным способом является использование одного или нескольких хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту и, в конечном счете, передачи тепловой энергии в окружающую среду. По существу, общая система охлаждения функционирует как тепловой насос, удаляющий тепловую энергию из потока природного газа, по мере того как поток постепенно охлаждают до все более низких температур. В способе сжижения можно использовать один из нескольких типов охлаждения, которые включают, но не ограничены указанным (а) косвенный теплообмен, (b) испарение и (с) расширение или уменьшение давления. Косвенный теплообмен в используемом в данном описании смысле относится к процессу, при котором хладагент охлаждает вещество, которое необходимо охладить без фактического физического контакта между охлаждающим агентом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры устройств косвенного теплообмена включают теплообмен, происходящий в кожухотрубном теплообменнике, теплообменнике типа стержень в котле и запаянном алюминиевом пластинчато-реберном теплообменнике. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества можно изменять в зависимости от требований системы и типа выбранного теплообменника. Таким образом, кожухотрубный теплообменник обычно будет использован там, где охлаждающий агент находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии или когда одно из веществ подвергается фазовому переходу и технологические условия не благоприятны для применения теплообменника типа стержень в котле. В качестве примера алюминий и алюминиевые сплавы являются предпочтительными конструкционными материалами для изготовления стержня, но такие материалы могут не подходить для использования при требуемых условиях процесса. Пластинчато-реберный теплообменник обычно можно использовать там, где хладагент находится в газообразном состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. Наконец, теплообменник, стержень в котле, обычно будет использоваться там, где охлаждаемое вещество является жидкостью или газом, а хладагент подвергается фазовому переходу из жидкого состояния в газообразное состояние в процессе теплообмена. Охлаждение испарением относится к охлаждению вещества с помощью парообразования или испарения части вещества в системе, поддерживаемой при постоянном давлении. Таким образом, во время испарения, часть вещества, которое испаряется, поглощает теплоту от той части вещества, которое остается в жидком состоянии и, следовательно, охлаждает жидкую часть. Наконец, расширение или охлаждение при понижении давления относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшают посредством пропускания через устройство снижения давления. В одном варианте устройством для расширения является расширительный клапан Джоуля-Томпсона. В другом варианте средством для расширения является либо гидравлический, либо газовый детандер. Поскольку детандеры возвращают рабочую энергию в результате процессе расширения, то при расширении возможны более низкие температуры обрабатываемого потока. Схема потока и система, изображенная на фиг. 1, являются предпочтительным вариантом способа каскадного сжижения с открытым циклом, который изображен в целях иллюстрации. Преднамеренно не показана в данном варианте система предварительной обработки, поскольку положение такой системы на заводе по сжижению может меняться в зависимости от различных параметров подачи и эксплуатации. На фиг. 2 в общем показана система для предварительной обработки природного газа, подходящая для применения в каскадном способе сжижения, показанном на фиг. 1. Следующее обсуждение будет обращено к интеграции технологических методик и связанного устройства, изображенного на фиг. 2, и технологической методики и устройства, изображенного на фиг. 1. Специалистам в данной области будет понятно, что фиг. 1 и 2 являются только схемами и поэтому много элементов оборудования, которые были бы необходимы для успешной работы на коммерческом заводе, для ясности были опущены. Такие элементы могут включать, например, регулирование компрессора, измерения потока и уровня и соответствующие регулирующие устройства, регуляторы температуры и давления, насосы, двигатели, фильтры,дополнительные теплообменники, клапаны и т.д. Перечисленные элементы могут быть предусмотрены в соответствии с обычной инженерно-технической практикой. Для облегченного понимания фиг. 1 и 2 использовались следующие числовые обозначения. Элементы под номерами 1-99 являются технологическими резервуарами и оборудованием, изображенным на фиг. 1, которые непосредственно связанны с процессом сжижения, за исключением элементов, непосредственно связанных с удалением азота. Элементы под номерами 100-199 соответствуют линиям потока или трубопроводам, изображенным на фиг. 1, которые содержат в основном метан. Элементы под номе-5 008625 рами 200-299 соответствуют линиям потока или трубопроводам, изображенным на фиг. 1, которые содержат хладагент этилен. Элементы под номерами 300-399 соответствуют линиям потока или трубопроводам, изображенным на фиг. 1, которые содержат хладагент пропан. Элементы под номерами 400-499 соответствует технологическими резервуарам, оборудованию и линиям потока или трубопроводам, изображенным на фиг. 2. Согласно фиг. 1 подаваемый поток природного газа, как описано ранее, поступает из трубопровода природного газа в трубопровод 116 для охлаждения в первом цикле охлаждения. В качестве части первого цикла охлаждения, газообразный пропан сжимают в многоступенчатом компрессоре 18, приводимом в действие газотурбинным двигателем, который не показан. Три стадии сжатия предпочтительно составляют отдельный блок, хотя они могут быть и раздельными элементами, механически соединенными вместе, чтобы они приводились в действие одним двигателем. После сжатия, сжатый пропан пропускают через трубопровод 300 к охлаждающему устройству 20, где его сжижают. Характерное давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением составляет примерно-82 С и примерно 1,30 МПа (примерно 116F и примерно 190 фунтов на кв.дюйм). Хотя и не показано на фиг. 1, предпочтительно, чтобы резервуар для разделения был расположен ниже охлаждающего устройства 20 и выше расширительного клапана 12 для удаления остаточных легких компонентов из сжиженного пропана. Такие резервуары могут состоять из одностадийного газожидкостного сепаратора или могут быть усложнены и состоять из секции аккумулятора, секции конденсатора и секции поглотителя, из которых два последних могут работать непрерывно или подключаться периодически для удаления остаточных легких компонентов из пропана. Поток из резервуара или поток из охлаждающего устройства 20 в зависимости от обстоятельств пропускают через трубопровод 302 к устройству для понижения давления, такому как расширительный клапан 12, где давление сжиженного пропана понижают, тем самым испаряя или мгновенно испаряя его часть. Полученный двухфазный продукт далее проходит по трубопроводу 304 в пропановый охладитель высокой ступени давления 2 для косвенного теплообмена с газообразным метановым хладагентом, введенным по трубопроводу 174, подаваемым природным газом, введенным по трубопроводу 116, и газообразным этиленовым хладагентом, введенным по трубопроводу 202, через устройства косвенного теплообмена 4, 6 и 8, таким образом, создавая охлажденные газовые потоки, соответственно транспортируемые по трубопроводам 176, 118 и 204. Мгновенно испаренный пропановый газ из охладителя 2 возвращают к компрессору 18 по трубопроводу 306. Этот газ подают через впускной патрубок высокой ступени давления компрессора 18. Оставшийся жидкий пропан пропускают по трубопроводу 308, далее давление понижают пропусканием через устройство для понижения давления, показанное в виде расширительного клапана 14, вследствие чего дополнительную часть сжиженного пропана мгновенно испаряют. Полученный двухфазный поток далее подают к пропановому охладителю промежуточной ступени давления 22 по трубопроводу 310,таким образом получая охлаждающий агент для охладителя 22. Подаваемый поток охлажденного природного газа из пропанового охладителя высокой ступени давления 2 проходит по трубопроводу 118 в сепаратор-каплеотбойник 10, где разделяют газовую и жидкую фазы. Жидкую фазу, которая обогащена компонентами С 3+ удаляют по трубопроводу 120. Газообразную фазу удаляют по трубопроводу 122 и перемещают к пропановому охладителю 22. Этиленовый хладагент вводят в охладитель 22 по трубопроводу 204. В охладителе обработанный поток природного газа и поток этиленового хладагента соответственно охлаждают с помощью устройства для косвенного теплообмена 24 и 26, таким образом получая охлажденный поток обработанного природного газа и поток этиленового хладагента по трубопроводам 124 и 206. Таким образом, испаренную часть пропанового хладагента отделяют и пропускают по трубопроводу 311 на вход промежуточной ступени давления компрессора 18. Жидкий пропан пропускают по трубопроводу 312, далее давление понижают пропусканием через устройство для понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 16, вследствие чего дополнительную часть сжиженного пропана мгновенно испаряют. Полученный двухфазный поток затем подают на пропановый охладитель/конденсатор низкой ступени 28 по трубопроводу 314, таким образом, обеспечивая охлаждающий агент для охладителя 28. Как показано на фиг. 1, охлажденный поток обработанного природного газа проходит из пропанового охладителя промежуточной ступени 22 к пропановому охладителю/конденсатору низкой ступени 28 по трубопроводу 124. В охладителе/конденсаторе 28 поток охлаждают посредством устройства для косвенного теплообмена 30. Подобным образом, поток этиленового хладагента проходит от пропанового охладителя промежуточной ступени 22 к пропановому охладителю/конденсатору низкой ступени 28 по трубопроводу 206. В последнем этиленовый хладагент почти полностью конденсируют с использованием устройства для косвенного теплообмена 32. Парообразный пропан удаляют из пропанового охладителя/конденсатора низкой ступени 28 и возвращают на вход компрессора низкой ступени 18 по трубопроводу 320. Хотя на фиг. 1 показано, что охлаждение потоков, подаваемых по трубопроводам 124 и 206,происходит в том же самом резервуаре, охлаждение потока 124 и охлаждение и конденсация потока 206 могут соответственно происходить в отдельных технологических резервуарах (например, отдельном охладителе и отдельном конденсаторе соответственно). Как показано на фиг. 1, часть потока сжатого газа, охлажденного в открытом метановом цикле, по-6 008625 дают по трубопроводу 78, объединяют с подаваемым потоком обработанного природного газа, выходящего из пропанового охладителя низкой ступени 28 по трубопроводу 126, таким образом образуя поток для сжижения, и полученный поток затем вводят в этиленовый охладитель высокой ступени 42 по трубопроводу 128. Этиленовый хладагент выходит из пропанового охладителя низкой ступени 28 по трубопроводу 208 и его подают на сепаратор 37, в котором легкие компоненты удаляют по трубопроводу 209 и конденсированный этилен удаляют по трубопроводу 210. Сепаратор является аналогом ранее рассмотренного сепаратора для удаления легких компонентов из сжиженного пропанового хладагента и может представлять собой одностадийный сепаратор газ/жидкость или может функционировать как многостадийный сепаратор, приводя к высокой избирательности при удалении легких компонентов из системы. Этиленовый хладагент в данном месте в технологической цепочке обычно имеет температуру -31,1 С(примерно -24F) и давление 1,96 МПа (примерно 285 фунтов на кв.дюйм). Этиленовый хладагент по трубопроводу 210 затем проходит к главному этиленовому экономайзеру 34, где его охлаждают с помощью устройства для косвенного теплообмена 38 и удаляют по трубопроводу 211 и передают к устройству для понижения давления, такому как расширительный клапан 40, после чего хладагент мгновенно испаряют до заранее выбранной температуры и давления и подают к этиленовому охладителю высокой ступени 42 по трубопроводу 212. Пар удаляют из охладителя 42 по трубопроводу 214 и направляют в главный этиленовый экономайзер 34, где пар функционирует в качестве охлаждающего агента с помощью устройства для косвенного теплообмена 46. Этиленовый пар затем удаляют из этиленового экономайзера 34 по трубопроводу 216 и подают на вход высокой ступени этиленового компрессора 48. Этиленовый хладагент, который не испарился в этиленовом охладителе высокой ступени 42, удаляют по трубопроводу 218 и возвращают на главный этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения с помощью устройства для косвенного теплообмена 50, удаляют из главного этиленового экономайзера по трубопроводу 220 и испаряют в устройстве для понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 52, после чего полученный в результате двухфазный продукт вводят в этиленовый охладитель низкой стадии 54 по трубопроводу 222. Сжатый поток удаляют из этиленового охладителя высокой ступени 42 по трубопроводу 130 и непосредственно подают к этиленовому охладителю низкой ступени 54, где он подвергается дополнительному охлаждению и частичной конденсации с помощью устройства для косвенного теплообмена 56. Полученный в результате двухфазный поток затем проходит по трубопроводу 132 к двухфазному сепаратору 60, из которого получают поток обогащенного метаном пара по трубопроводу 136 и по трубопроводу 134, жидкий поток, обогащенный компонентами С 2+, который затем мгновенно испаряют или фракционируют в резервуаре 67, таким образом получая с помощью трубопровода 139 поток тяжелых компонентов и второй обогащенный метаном поток, который перемещают по трубопроводу 140 и после объединения со вторым потоком по трубопроводу 150 подают на патрубок высокого давления метанового компрессора 83. Поток в трубопроводе 136 и поток охлажденного сжатого газа в открытом метановом цикле, подаваемый по трубопроводу 180, объединяют и подают по трубопроводу 138 к этиленовому конденсатору низкой ступени 68, где этот поток обменивается теплотой через устройство для косвенного теплообмена 70 с жидким эффлюентом из этиленового охладителя низкой ступени 54, который направляют к этиленовому конденсатору низкой ступени 68 по трубопроводу 226. В конденсаторе 68 объединенные потоки конденсируют и получают на выходе из конденсатора 68 по трубопроводу 142 сжатый поток, несущий СПГ. Пар из этиленового охладителя низкой ступени 54 по трубопроводу 224 и этиленового конденсатора низкой ступени 68 по трубопроводу 228 объединяют и направляют по трубопроводу 230 к главному этиленовому экономайзеру 34, где пары действуют как охлаждающий агент в устройстве для косвенного теплообмена 58. Затем поток от главного этиленового экономайзера 34 по трубопроводу 232 направляют на впускной патрубок низкой ступени этиленового компрессора 48. Как отмечено на фиг. 1, эффлюент из компрессора от пара, введенного через впускной патрубок низкой ступени, удаляют по трубопроводу 234, охлаждают с помощью устройства для охлаждения промежуточной ступени 71 и возвращают на компрессор 48 по трубопроводу 236 для впрыскивания с потоком высокой ступени, находящимся в трубопроводе 216. Предпочтительно две стадии сжатия представляют собой один модуль, хотя каждый из них может представлять собой отдельный модуль, и модули механически соединены с общим двигателем. Сжатый этиленовый продукт из компрессора направляют к расположенному ниже охладителю 72 по трубопроводу 200. Продукт из охладителя проходит по трубопроводу 202 и его вводят, как обсуждалось ранее, в пропановый охладитель высокой ступени 2. Сжатый поток, несущий СПГ, предпочтительно полностью в виде жидкого потока в трубопроводе 142 находится обычно при температуре примерно -87,2 С и примерно 6,24 МПа (примерно -125F и примерно 615 фунтов на кв.дюйм). Этот поток проходит по трубопроводу 142 через главный метановый экономайзер 74, где поток далее охлаждают с помощью устройства для косвенного теплообмена 76, как объясняется далее. Из главного метанового экономайзера 74 сжатый поток, несущий СПГ, проходит по трубопроводу 144 и его давление уменьшают с помощью устройства для понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 78, в котором испаряют или мгновенно испаряют часть газового потока, создавая при этом поток мгновенно испаренного газа. Затем мгновенно испаренный поток про-7 008625 пускают в камеру для мгновенного испарения метана высокой ступени 80, где его разделяют на поток мгновенно испаренного газа, выпускаемого по трубопроводу 148, и поток жидкой фазы (т.е. сжатый поток, несущий СПГ), выпускаемый по трубопроводу 152. Затем поток мгновенно испаренного газа подают на главный метановый экономайзер 74 по трубопроводу 148, где поток действует в качестве охлаждающего агента с помощью устройства для косвенного теплообмена 82. Поток мгновенно испаренного газа(т.е. нагретый поток мгновенно испаренного газа) выходит из главного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 150, где его объединяют с газовым потоком, подаваемым по трубопроводу 140. Затем эти потоки подают со стороны низкого давления компрессора высокой ступени давления 83. Жидкую фазу в трубопроводе 152 пропускают через второй метановый экономайзер 87, где жидкость далее охлаждают с помощью устройства для косвенного теплообмена 88 потоком мгновенно испаренного газа. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 154 и ее объем расширяют или мгновенно испаряют с помощью устройства для снижения давления, показанного в виде расширительного клапана 91, чтобы далее снизить давление и одновременно испарить ее вторую часть. Поток мгновенно испаренного газа подают в камеру для мгновенного испарения метана промежуточной ступени 92, где поток разделяют на поток мгновенно испаренного газа, проходящего по трубопроводу 158, и поток жидкой фазы, проходящей по трубопроводу 156. Поток мгновенно испаренного газа проходит по трубопроводу 158 ко второму метановому экономайзеру 87, где газ охлаждает жидкость, введенную во второй экономайзер 87 по трубопроводу 152 с помощью устройства для косвенного теплообмена 89. Трубопровод 160 служит в качестве трубопровода для потока между устройством для косвенного теплообмена 89 во втором метановом экономайзере 87 и устройством для косвенного теплообмена 95 в главном метановом экономайзере 74. Нагретый поток мгновенно испаренного газа выходит из главного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 162, который связан со входом впускного патрубка метанового компрессора промежуточной ступени 83. Затем давление жидкой фазы выходящей из камеры для мгновенного испарения промежуточной стадии 92 по трубопроводу 156, снижают предпочтительно примерно до 172 кПа (25 фунтов на кв.дюйм) пропусканием через устройство понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 93. Вновь третью часть сжиженного газа испаряют или мгновенно испаряют. Среду из расширительного клапана 93 пропускают в камеру мгновенного испарения конечной или низкой ступени 94. В камере мгновенного испарения 94 паровую фазу отделяют в виде потока мгновенно испаренного газа и пропускают по трубопроводу 166 ко второму метановому экономайзеру 87, где поток мгновенно испаренного газа действует как охлаждающий агент с помощью устройства для косвенного теплообмена 90, выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 168, который соединен с главным метановым экономайзером 74, где поток мгновенно испаренного газа действует в качестве охлаждающего агента с помощью устройства для косвенного теплообмена 96 и, в конечном счете, выходит из главного метанового экономайзера 70 по трубопроводу 170, который соединен с впускным патрубком низкой стадии метанового компрессора 83. Продукт в виде сжиженного природного газа (т.е. поток СПГ) из камеры мгновенного испарения 94, которая находится при давлении, примерно равном атмосферному, пропускают по трубопроводу 164 в систему для хранения. Обладающий низким давлением и низкой температурой отделенный выпариванием поток СПГ из системы для хранения предпочтительно извлекают, объединяя такой поток с мгновенно испаряемыми газами низкого давления, находящимися в каждом из трубопроводов 166, 168 или 170; выбор трубопровода основан на требовании того, чтобы температуры газовых потоков близко совпадали насколько это возможно. В соответствии с обычной практикой, сжиженный природный газ (СПГ) в системе для хранения может транспортироваться в нужное место (обычно с помощью океанского танкера для СПГ). Затем СПГ может быть испарен в береговом терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии с помощью обычных трубопроводов для природного газа. Как показано на фиг. 1, высокая, промежуточная и низкая ступени компрессора 83 предпочтительно объединены в виде отдельного блока. Однако каждая ступень может существовать в виде отдельного блока, при этом блоки механически соединяют вместе для того, чтобы они приводились в действие одним двигателем. Сжатый газ из секции низкой ступени проходит через устройство для охлаждения между ступенями 85 и его объединяют с газом с промежуточным давлением в трубопроводе 162 до начала второй ступени сжатия. Сжатый газ из компрессора промежуточной ступени 83 пропускают через устройство для охлаждения между ступенями 84 и объединяют с газом высокого давления, который поступает по трубопроводам 140 и 150 до начала третьей ступени сжатия. Сжатый газ (т.е. поток газа сжатого в открытом метановом цикле) выпускают из метанового компрессора высокой ступени по трубопроводу 172, охлаждают в устройстве для охлаждения 86 и направляют к пропановому охладителю высокой ступени 2 по трубопроводу 174 как рассмотрено ранее. Поток охлаждают в охладителе 2 с помощью устройства для косвенного теплообмена 4, и он течет к главному метановому экономайзеру 74 по трубопроводу 176. В используемом в данном описании смысле и как указано ранее компрессор также относится к каждой ступени сжатия и любому оборудованию, связанному с охлаждением между ступенями. Как показано на фиг. 1, поток газа, сжатого в открытом метановом цикле, от охладителя 2, который входит в главный метановый экономайзер 74, полностью подвергается охлаждению при прохождении через устройство косвенного теплообмена 97. Часть охлажденного потока затем удаляют по трубопрово-8 008625 ду 178 и объединяют с подаваемым потоком обработанного природного газа выше этиленового охладителя высокой стадии 42. Оставшаяся часть охлажденного потока далее подвергается охлаждению с помощью устройства косвенной теплопередачи 98 в главном метановом экономайзере 74 и выходит из него по трубопроводу 180. Этот поток объединяют с объединенным потоком в определенном месте выше этиленового конденсатора 68 и затем подвергают сжижению в основном в этиленовом конденсаторе 68 посредством прохождения через устройство косвенного теплообмена 70. При одновременном обращении к фиг. 1 и 2 видно, что система для предварительной обработки природного газа 400 (показанная на фиг. 2), может быть интегрирована в систему для сжижения природного газа (показанную на фиг. 1) в нескольких местах. В одной конфигурации, вход трубопровода 402 и выход трубопровода 452 системы для предварительной обработки 400 могут быть по потоку расположены в трубопроводе 116 так, что система для предварительной обработки 400 окажется расположенной выше пропанового охладителя 2 высокой ступени. В другом варианте, система для предварительной обработки 400 может быть расположена ниже пропанового охладителя высокой ступени 2 и выше пропанового охладителя промежуточной стадии 22. Предпочтительно система для предварительной обработки 400 обеспечивает достаточное охлаждение потока природного газа так, что охладитель 2 можно совсем исключить. В случае, когда охладитель 2 полностью исключен, систему для предварительной обработки 400 располагают непосредственно выше охладителя 22, при этом трубопровод 452 из системы для предварительной обработки 400 соединен по потоку с трубопроводом 122, проходящем к охладителю 22. Согласно фиг. 2, поток природного газа входит в систему для предварительной обработки 400 по трубопроводу 402, через который подается природный газ к сепаратору газ-жидкость 404. Текучая среда из сепаратора 404 выходит из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 403, в то время как газообразный эффлюент (прежде всего, природный газ) направляют на водоотделитель 408 по трубопроводу 406. Водоотделителем 408 может быть любое подходящее устройство, известное в данной области, которое позволяет удалять воду из природного газа. Предпочтительно водоотделитель 408 является гликолевым водоотделителем. В водоотделителе 408 воду удаляют из природного газа и удаленная вода выходит из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 407. Полученный в результате не содержащий воду природный газ подают из водоотделителя 408 к детандеру 412 по трубопроводу 410. Детандером 412 может быть любое устройство, известное в данной области, которое является подходящим для уменьшения давления среды, проходящей через него. Предпочтительно, чтобы энергия в форме механической энергии, тепловой энергии или гидравлической энергии могла быть извлечена из детандера 412, по мере того как детандер 412 используют для уменьшения давления потока природного газа. Наиболее предпочтительно детандер 412 является турбодетандером, из которого механическая энергия может быть извлечена и использована ниже в системе для сжижения природного газа,которая приведена на фиг. 1. Предпочтительно, чтобы в детандере 412 как температура, так и давление природного газа были снижены, вызывая при этом конденсацию пропана и более тяжелых углеводородов. Охлажденный и находящийся при пониженном давлении природный газ выходит из детандера 412 и проходит к сепаратору 416 газ-жидкость по трубопроводу 414. В сепараторе 416 газ-жидкость сконденсированные жидкости отделяют от природного газа и сконденсированные жидкости выходят из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 418. После удаления жидкости в сепараторе 416, практически не содержащий жидкости природный газ выходит из сепаратора 416 газ-жидкость по трубопроводу 420 и проходит в косвенный теплообменник 422. Теплообменник 422 состоит из первой половины 422 а и второй половины 422b. Первая и вторая половины 422 а, b теплообменника 422 по потоку изолированы друг от друга и могут использоваться для облегчения передачи теплоты между средой, проходящей через первую половину 422 а, и средой, проходящей через вторую половину 422b. В первой половине 422 а природный газ нагревают косвенным теплообменом с горячим потоком природного газа, проходящим по второй половине 422b. После нагревания в первой половине 422 а теплообменника 422 поток природного газа затем направляют к первой половине 426 а другого теплообменника 426. Поток природного газа далее нагревают в первой половине 426 а косвенным теплообменом с горячим потоком природного газа, проходящим по второй половине 426b теплообменника 426. Теплообменники 422, 426 могут представлять собой любое подходящее устройство для теплообмена, известное в данной области, для облегчения косвенного теплообмена между двумя средами, проходящими через них, как, например, теплообменниками типа труба-кожух или пластинчато-реберными теплообменниками. Однако алюминиевые пластинчато-реберные теплообменники должны использоваться только в случае отсутствия в подаваемом материале ртути. После нагревания в первой половине 426 а теплообменника 426, поток природного газа направляют в систему для удаления кислых газов 430 по трубопроводу 428. Система удаления кислых газов 430 может использоваться для удаления кислых газов, таких как сероводород (Н 2S) и углекислый газ (СО 2) из природного газа. Предпочтительно в системе для удаления кислых газов 430 используется растворитель на основе амина для удаления СО 2 вплоть до значений, меньших чем 50 м.д., и Н 2S вплоть до значений,меньших чем 2 м.д. Реакция(и), имеющие место в системе для удаления кислых газов 430, вызывают нагревание природного газа в системе для удаления кислых газов 430. После удаления кислых газов природный газ направляют из системы для удаления кислых газов 430-9 008625 в охлаждающее устройство 434 по трубопроводу 433. В охлаждающем устройстве 434 температуру природного газа понижают любым способом, известным в данной области, предпочтительно косвенным теплообменом с воздухом или охлаждающей водой. Охлажденный поток природного газа, выходящий из охлаждающего устройства 434, затем направляют к сепаратору 436 газ-жидкость по трубопроводу 435. Из сепаратора 436 отделенная жидкость выходит из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 438. Фактически не содержащий жидкости поток природного газа выходит из сепаратора 436 по трубопроводу 440 для передачи на вторую половину 426b теплообменника 426. На второй половине 426b поток природного газа охлаждают косвенным теплообменом с потоком природного газа, проходящим через первую половину 426 а. Предпочтительно, чтобы поток природного газа был охлажден на второй половине 426b до температуры, которая близка температуре гидрата потока природного газа в данном месте. Предпочтительно поток природного газа охлаждают до температуры примерно на 1-20F выше, чем температура гидрата, наиболее предпочтительно на 2-10 градусов выше, чем температура гидрата. В используемом в данном описании смысле, термин температура гидрата обозначает температуру,при которой вода, содержащаяся в потоке среды, начинает замерзать. Охлажденный поток природного газа, покидающий вторую половину 426b, направляют к сепаратору 442 газ-жидкость по трубопроводу 441. Отделенная жидкость из сепаратора 442 выходит из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 443. Поток природного газа, выходящий из сепаратора 442, направляют к водоотделителю 445 по трубопроводу 444. Водоотделителем 445 может быть любое подходящее устройство, известное в данной области, которое позволяет удалять воду из природного газа. Предпочтительно в водоотделителе 445 используют молекулярное сито для того, чтобы удалить воду из потока природного газа. Удаленная вода из водоотделителя 445 выходит из системы для предварительной обработки 400 по трубопроводу 446. Обезвоженный поток природного газа, выходящий из водоотделителя 445, направляют на вторую половину 422b теплообменника 422 по трубопроводу 448. Во второй половине 422b поток природного газа охлаждают косвенным теплообменом с потоком природного газа, проходящим через первую половину 422 а. Предпочтительно, чтобы поток природного газа был охлажден во второй половине 426b до температуры, которая меньше, чем температура гидрата потока природного газа, выходящего из второй половины 436b. Охлажденный природный газ выходит из второй половины 422b по трубопроводу 452 и затем транспортируется ниже для дальнейшего охлаждения и сжижения на заводе СПГ. Несмотря на то, что температура и давление потока природного газа в различных местах по всей системе для предварительной обработки 400 могут изменяться существенно в зависимости от состава подаваемого материала и рабочих параметров, в табл. 1 ниже представлены предпочтительные диапазоны температур и давлений потока природного газа по всей системе предварительной обработки 400. Таблица 1 Предпочтительные варианты изобретения, описанные выше, должны использоваться только в качестве примера и не должны быть использованы для ограничения объема настоящего изобретения. Очевидные модификации, приведенные в качестве примерных вариантов, могли бы быть легко осуществлены специалистами в данной области, не отступая при этом от сути настоящего изобретения.- 10008625 Авторы изобретения тем самым заявляют об их намерении полагаться на доктрину эквивалентов для определения и оценки разумно справедливого объема данного изобретения, которое относится к любому устройству, принципиально не выходящему за рамки, но находящемуся вне дословного объема изобретения, который сформулирован в приведенной ниже формуле изобретения. Пример. В данном примере описано компьютерное моделирование системы для предварительной обработки природного газа, разработанной в соответствии с принципами настоящего изобретения. Компьютерное моделирование было произведено с использованием компьютерной программы для моделирования технологического процесса HYSYS версии 2.2.2, доступной из Hyprotech, Калгари, Альберта, Канада. На фиг. 3 показаны основные компоненты и линии переноса текучих сред в моделируемой системе для предварительной обработки, в то время как в табл. 2 ниже представлена моделируемая информация о температуре, давлении и составе для потоков текучих сред на различных линиях, изображенных на фиг. 3. Как показано на фиг. 3, природный газ проходит в систему предварительной обработки по трубопроводу 500 и идет по трехфазному сепаратору 600. Хотя трехфазный сепаратор 600 используются в целях моделирования, на практике вероятно могут быть использованы два резервуара (т.е. ловушка для конденсата и двухфазный сепаратор). Трехфазный сепаратор 600 используется для удаления углеводородного конденсата и любых водных компонентов из входящего газового потока, таким образом, получая водный поток, газообразный углеводородный поток и жидкий углеводородный или конденсированный поток. Через трубопровод 501 водный поток проходит от трехфазного сепаратора 600 к месту очистки или сброса сточных вод. Через трубопровод 502 газообразный поток углеводородов от трехфазного сепаратора 600 проходит к гликолевому водоотделителю 604. Через трубопровод 503 проходит жидкий углеводородный или конденсированный поток к клапану 602. Клапан 602 обеспечивает регулирование потока жидкого углеводорода или конденсированного потока к устройству для смешивания 608 по трубопроводу 504. Водоотделитель 604 используется для удаления воды из потока природного газа, и таким образом получают водный поток, удаляемый по трубопроводу 505, и поток обезвоженного природного газа в трубопроводе 506. Обезвоженный поток природного газа в трубопроводе 506 передают на турбодетандер 606 для снижения давления. Турбодетандер 606 может использоваться для производства работы (Q) при понижении давления и температуры потока природного газа. Из детандера 606 природный газ проходит по трубопроводу 507 к смешивающему устройству 608 для объединения с жидким углеводородным или конденсированным потоком из трубопровода 504. Из устройства смешивания 608 поток природного газа проходит по трубопроводу 508 к сепаратору газ-жидкость 610. Сепаратор 610 может использоваться для отделения сконденсированных жидких компонентов от природного газа. Сконденсированные жидкости удаляют из сепаратора 610 по трубопроводу 509, в то время как газообразный поток природного газа выходит из сепаратора по трубопроводу 510. Поток природного газа в трубопроводе 510 транспортируют к первому косвенному теплообменнику 612, где его нагревают косвенным теплообменом с горячим природным газом ниже в трубопроводе 534. Поток нагретого природного газа проходит из первого косвенного теплообменника 612 во второй косвенный теплообменник 614 по трубопроводу 511. Во втором теплообменнике 614 природный газ нагревают косвенным теплообменом с горячим природным газом ниже в трубопроводе 525. Поток нагретого природного газа из второго теплообменника 614 проходит по трубопроводу 513 в клапан 618 и затем в смешивающее устройство 622 по трубопроводу 514. В смешивающем устройстве 622 поток природного газа в трубопроводе 514 объединяют с природным газом из трубопровода 547 и трубопровода 558. Объединенный поток природного газа из смешивающего устройства 622 проходит на Т-образный 624, где поток природного газа может быть разделен на потоки, проходящие по трубопроводам 570 и 516. Поток природного газа в трубопроводе 570 направляют к топливному газу согласно условиям холодного пуска. Природный газ в трубопроводе 516 проходит через клапан 626 и затем на сепаратор 628 по трубопроводу 517. Сепаратор 628 используется для удаления жидкости из потока природного газа. Удаляемые жидкости выходят из сепаратора 628 по трубопроводу 518, в то время как фактически не содержащий жидкости природный газ проходит в систему 630 для удаления кислых газов по трубопроводу519. Система 630 для удаления кислых газов используется для удаления кислых газов (например,СО 2 и H2S) из потока природного газа с использованием растворителя на основе амина. Удаляемые кислые газы выходят из системы 630 для удаления кислых газов по трубопроводу 520 и транспортируются для сжигания, горения, теплового сброса или на технологическую линию для извлечения серы. Очищенный поток природного газа выходит из системы 630 для удаления кислых газов по трубопроводу 521, по которому проходит природный газ к устройству 632 для смешивания для объединения с водным потоком в трубопроводе 571. Водный поток в трубопроводе 570 и устройство 632 для смешивания устанавливают только в целях моделирования, чтобы обеспечить адекватную способность при удалении воды в расположенном ниже оборудовании. Затем объединенный поток природного газа проходит по трубопроводу 522 к охлаждающему устройству 634, где поток охлаждается (обычно до состояния окружающей среды или температуры холодной воды). Охлажденный поток проходит по трубопроводу 523 в сепаратор 636,- 11008625 который используется для удаления сконденсированных жидкостей из потока охлажденного природного газа. Удаляемые сконденсированные жидкости выходят из сепаратора 636 по трубопроводу 524 и направляются к месту очистки или сброса сточных вод. Фактически жидкий, не содержащий воду, насыщенный природный газ из сепаратора 636 направляется по трубопроводу 525 ко второму теплообменнику 614, где поток охлаждается косвенным теплообменом с природным газом, находящимся выше в трубопроводе 511. Охлажденный природный газ проходит из второго теплообменника 614 к трехфазному сепаратору 638. Трехфазный сепаратор 638 используется для отделения газа, углеводородного конденсата и водных компонентов, таким образом обеспечивая водный поток, поток углеводородного конденсата и не содержащий жидкости газовый поток. Водный поток выходит из трехфазного сепаратора 638 по трубопроводу 527 и направляются к месту очистки или сброса сточных вод. Поток сконденсированного углеводорода выходит из трехфазного сепаратора 638 по трубопроводу 528 и проходит в устройство 662 для смешивания. Фактически не содержащий жидкости газовый поток выходит из сепаратора 638 по трубопроводу 529 и проходит в водоотделитель, представляющий собой молекулярное сито 642 для удаления воды. Удаляемая вода выходит из водоотделителя 642 по трубопроводу 532. Обезвоженный поток природного газа проходит по трубопроводу 533 к разделяющему устройству 644. Разделяющее устройство 644 делит поток природного газа на три потока, выходящих по трубопроводам 534, 536 и 537. Природный газ в трубопроводе 536 по требованию передается для продажи или используется в качестве топливного газа. Природный газ в трубопроводе 534 подается на первый теплообменник 612 для охлаждения косвенным теплообменом с природным газом, находящимся выше в трубопроводе 510. Полученный в результате поток охлажденного и предварительно обработанного природного газа выходит из первого теплообменника 612 по трубопроводу 535 и подается в систему сжижения природного газа для дальнейшего охлаждения, очистки и/или сжижения. Природный газ в трубопроводе 537 (показанный в целях моделирования с сушильным аппаратом 642, использованным для регенерации газа) направляется к охлаждающему устройству 646 для охлаждения и затем направляется по трубопроводу 538 к смешивающему устройству 648 для объединения с водным потоком (показанным только в целях моделирования для обеспечения условий насыщения), поступающим по трубопроводу 539. Затем объединенный поток направляется к охлаждающему устройству 650 по трубопроводу 540 для дальнейшего охлаждения (обычно до состояния окружающей среды или температуры холодной воды). Затем охлажденный поток направляется по трубопроводу 541 на сепаратор 652 для удаления сконденсированных жидкостей. Удаленные сконденсированные жидкости выходят из сепаратора 652 по трубопроводу 542 и направляются к месту очистки или сброса сточных вод. Фактически не содержащий жидкости газ выходит из сепаратора 652 по трубопроводу 543, проходит через клапан 654 и затем на компрессор 656 по трубопроводу 544. Сжатый природный газ выходит из компрессора 656 по трубопроводу 545, проходит через клапан 658 и направляется к устройству для смешивания 622 по трубопроводу 547 для объединения с потоками природного газа из трубопроводов 514 и 558. В устройстве 662 для смешивания объединяются главным образом жидкие потоки из трубопроводов 509, 518 и 528 и направляются к третьему косвенному теплообменнику 664 для нагревания с помощью косвенного теплообмена с потоком в трубопроводе 554. Затем нагретый поток направляется по трубопроводу 549 через клапан 668 к трехфазовому сепаратору 670 по трубопроводу 550. Трехфазный сепаратор 670 используется для разделения углеводородного газового конденсата и водных компонентов. Конденсированные и газообразные потоки разделяются только в целях моделирования для правильного моделирования условий ниже по потоку. Трехфазный сепаратор 670 обеспечивает водный поток, поток конденсата углеводорода и газовый поток. Водный поток выходит из трехфазного сепаратора 670 по трубопроводу 551 и направляется к месту очистки или сброса сточных вод. Поток углеводородного конденсата выходит из трехфазного сепаратора 670 по трубопроводу 553 и передается к стабилизатору углеводородов или стабилизатору конденсата 672. Газовый поток выходит из трехфазного сепаратора 670 по трубопроводу 552 и подается в устройство 674 для смешивания. Стабилизатор углеводородов или стабилизатор конденсата 672 взаимодействует с внешним или внутренним ребойлером 640 для производства стабилизированного конденсата или объединенного СПГ и потока конденсата, который направляется по трубопроводу 554 к третьему теплообменнику 664 для охлаждения косвенным теплообменом с потоком в трубопроводе 548. Затем охлажденный поток направляется по трубопроводу 560 для дальнейшего охлаждения в охлаждающем устройстве 666. Поток из охлаждающего устройства 666 затем подается в устройство для разделения СПГ и NGL (не указано в данном описании) по трубопроводу 561. Верхний газовый поток стабилизатора, выходящий из стабилизатора углеводорода или стабилизации конденсата 672,направляется в устройство 674 для смешения по трубопроводу 555 для объединения с потоком в трубопроводе 552. Объединенный поток направляется по трубопроводу 556 на компрессор 676. Полученный в результате сжатый поток выходит из компрессора 676 по трубопроводу 557, охлаждается в охлаждающем устройстве 677 и направляется в устройство 662 для смешивания по трубопроводу 558 для объединения с потоками в трубопроводах 514 и 547. Условия в стабилизаторе углеводородов 672 регулируют так, чтобы удалить метан и этан, и они удовлетворяют техническим условиям по содержанию серы в нижнем потоке NGL. Обычно температура в стабилизаторе 672 не должна превышать примерно 188 С(370F) вследствие причин, связанных с загрязнением и коррозией. Поэтому давление в стабилизаторе 672 понижают, при этом поддерживая температуру в ребойлере 640 на уровне 188 С (370F). Это позволяет достаточному количеству сероводорода подниматься наверх и тем самым удовлетворять техническим условиям по сере для СПГ и NGL. К сожалению, для возвращения в подаваемый поток выше системы удаления кислых газов 630 требуется сжатие с помощью компрессора 676. Таким образом, в зависимости от уровня сероводорода при подаче, верхний компрессор 676 может быть не нужен, поскольку такое низкое давление может не потребоваться. Таблица 2 Этот пример ясно показывает возможности способа удаления воды и кислых газов из потока природного газа, регулирование температуры и давления потока природного газа в требуемых диапазонах и значительного понижения общей температуры потока природного газа. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ предварительной обработки природного газа для сжижения, включающий следующие стадии:(a) нагревание потока природного газа в первой половине первого теплообменника,(b) ниже первой половины первого теплообменника нагревание потока природного газа в первой половине второго теплообменника,(c) ниже первой половины второго теплообменника удаление кислых газов из потока природного газа в системе удаления кислых газов,(d) ниже системы удаления кислых газов охлаждение природного газа во второй половине второго теплообменника косвенным теплообменом с потоком природного газа, который нагревают на стадии (b),(e) ниже второй половины второго теплообменника удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе и(f) ниже первого водоотделителя охлаждение потока природного газа во второй половине первого теплообменника косвенным теплообменом с природным газом, который нагревают на стадии (а). 2. Способ по п.1, дополнительно включающий:(g) ниже второй половины первого теплообменника охлаждение потока природного газа в первом охладителе с использованием хладагента, в основном содержащего углеводород, выбранный из группы,состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их комбинаций. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий:(h) ниже первого охладителя использование по меньшей мере части потока природного газа в открытом метановом цикле. 4. Способ по п.1, при котором стадия (d) включает охлаждение потока природного газа до первой температуры, которая находится в диапазоне примерно на 1-20 выше температуры гидрата потока природного газа, выходящего из второй половины второго теплообменника. 5. Способ по п.4, при котором стадия (f) включает охлаждение потока природного газа до второй температуры, которая ниже температуры гидрата потока природного газа, выходящего из второй половины второго теплообменника. 6. Способ по п.5, при котором первый водоотделитель является водоотделителем на основе молеку- 14008625 лярного сита. 7. Способ по п.6, при котором первая температура находится в пределах 10 от температуры гидрата потока природного газа, выходящего из второй половины второго теплообменника. 8. Способ по п.7, дополнительно включающий:(i) выше первой половины первого теплообменника удаление воды из потока природного газа во втором водоотделителе, при этом второй водоотделитель является гликолевым водоотделителем. 9. Способ по п.1, дополнительно включающий:(m) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (a)-(f), или удаление кислых газов на стадии (с) обеспечивает нагревание потока природного газа. 10. Способ по п.9, при котором в системе удаления кислых газов используют растворитель на основе амина, чтобы удалить кислые газы из потока природного газа. 11. Способ предварительной обработки природного газа для сжижения, включающий следующие стадии:(a) понижение давления потока природного газа в детандере,(b) нагревание природного газа в первой половине первого теплообменника,(c) ниже первой половины первого теплообменника нагревание потока природного газа в первой половине второго теплообменника,(d) ниже первой половины второго теплообменника удаление кислых газов из потока природного газа в системе удаления кислых газов,(e) ниже системы удаления кислых газов охлаждение потока природного газа во второй половине второго теплообменника косвенным теплообменом с потоком природного газа, нагретым на стадии (с),(f) ниже второй половины второго теплообменника удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе,(g) ниже первого водоотделителя охлаждение потока природного газа во второй половине первого теплообменника косвенным теплообменом с потоком природного газа, нагретым на стадии (b). 12. Способ по п.11, дополнительно включающий:(h) ниже детандера удаление жидкостей из потока природного газа в первом сепараторе газжидкость и(i) ниже первого сепаратора газ-жидкость охлаждение потока природного газа в первом охладителе,в котором используют хладагент, в основном содержащий углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их комбинаций. 13. Способ по п.12, дополнительно включающий:(j) ниже детандера и выше первого охладителя удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе,(k) выше детандера удаление воды из потока природного газа во втором водоотделителе, причем первый водоотделитель является водоотделителем на основе молекулярного сита, а второй водоотделитель является гликолевым водоотделителем. 14. Способ по п.12, дополнительно включающий:(l) ниже первого охладителя использование по меньшей мере части потока природного газа в открытом метановом цикле,(m) одновременно со стадией (а) извлечение энергии из детандера. 15. Способ по п.12, дополнительно включающий:(n) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (g)-(i), или понижение давления на стадии (а) вызывает охлаждение потока природного газа, причем понижение давления на стадии(а) вызывает конденсацию жидкостей в потоке природного газа, при этом жидкости в основном удаляют из потока природного газа на стадии (h). 16. Способ предварительной обработки природного газа для сжижения, включающий следующие стадии:(a) удаление воды из потока природного газа в первом водоотделителе,(b) ниже первого водоотделителя понижение давления потока природного газа в детандере,(c) ниже детандера удаление жидкостей из потока природного газа в первом сепараторе газжидкость,(d) ниже первого сепаратора газ-жидкость нагревание потока природного газа в первой половине первого теплообменника,(e) ниже первой половины первого теплообменника нагревание потока природного газа в первой половине второго теплообменника,(f) ниже первой половины второго теплообменника удаление кислых газов из природного газа в системе удаления кислых газов,(g) ниже системы удаления кислых газов охлаждение природного газа во второй половине второго теплообменника,(h) ниже второй половины второго теплообменника удаление жидкостей из потока природного газа во втором сепараторе газ-жидкость,- 15008625(i) ниже второго сепаратора газ-жидкость удаление воды из потока природного газа во втором водоотделителе и(j) ниже второго водоотделителя охлаждение потока природного газа во второй половине первого теплообменника. 17. Способ по п.16, при котором стадии (d) и (j) включают передачу теплоты из потока природного газа во второй половине первого теплообменника к потоку природного газа в первой половине первого теплообменника,стадии (е) и (g) включают передачу теплоты из потока природного газа во второй половине второго теплообменника к потоку природного газа в первой половине первого теплообменника, или (m) извлечение энергии из детандера, или (n) испарение сжиженного природного газа, полученного на стадиях (a)(j). 18. Способ по п.16, дополнительно включающий:(k) ниже второй половины первого теплообменника охлаждение природного газа в первом охладителе, в котором используют хладагент, в основном содержащий углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их комбинаций. 19. Способ по п.18, дополнительно включающий:(l) ниже первого охладителя использование по меньшей мере части потока природного газа в открытом метановом цикле. 20. Способ по п.16, при котором удаление кислого газа на стадии (f) вызывает нагревание потока природного газа, или в системе удаления кислых газов используют растворитель на основе амина для удаления кислого газа из потока природного газа, или понижение давления потока природного газа на стадии (b) вызывает охлаждение потока природного газа, или понижение давления потока природного газа на стадии (b) вызывает конденсацию жидкостей в потоке природного газа, при этом жидкости, конденсированные на стадии (b), в основном удаляют на стадии (с), или первый водоотделитель является гликолевым водоотделителем, а второй водоотделитель является водоотделителем на основе молекулярного сита. 21. Установка для предварительной обработки природного газа перед сжижением, содержащая детандер для понижения давления природного газа, при этом детандер имеет вход и выход,первый теплообменник, имеющий первый и второй каналы для текучей среды, при этом вход первого канала теплообменника по потоку соединен с выходом детандера, и систему удаления кислых газов, имеющую вход и выход, причем вход системы удаления кислых газов по потоку соединен с выходом первого канала теплообменника, а выход системы удаления кислых газов по потоку соединен со входом второго канала теплообменника. 22. Установка по п.21, дополнительно содержащая метановый экономайзер, по потоку соединенный с выходом второго канала теплообменника,этиленовый охладитель, по потоку расположенный между выходом второго пути прохождения потока и метановым экономайзером,пропановый охладитель, по потоку расположенный между выходом второго канала теплообменника и этиленовым охладителем. 23. Установка по п.21, в которой детандер используется для производства энергии, которая может использоваться в устройстве в другом месте, и причем энергия представляет собой механическую энергию, гидравлическую энергию или электрическую энергию. 24. Установка по п.21, в которой в системе удаления кислых газов используется растворитель на основе амина, причем установка дополнительно содержит сепаратор газ-жидкость, по потоку расположенный между выходом детандера и входом первого канала теплообменника,дополнительный теплообменник, имеющий первый и второй каналы для текучей среды, при этом первый канал дополнительного теплообменника по потоку связан с выходом первого канала теплообменника и входом системы удаления кислых газов, а второй канал дополнительного теплообменника по потоку связан с выходом системы удаления кислых газов и входом второго канала теплообменника. 25. Установка по п.21, дополнительно содержащая первый водоотделитель, по потоку расположенный между системой удаления кислых газов и входом второго канала теплообменника,второй водоотделитель, по потоку соединенный со входом детандера. 26. Установка по п.25, в которой первый водоотделитель является водоотделителем на основе молекулярного сита, а второй водоотделитель является гликолевым водоотделителем.