Сжижение природного газа

011919 Уровень техники Изобретение относится к способу обработки потока природного газа или других газовых потоков с высоким содержанием метана для получения потока сжиженного природного газа (СПГ), содержащего метан высокой чистоты, и потока жидкости, содержащей преимущественно более тяжелые углеводороды, чем метан. Природный газ обычно получают из скважин, пробуренных в подземные резервуары. Он обычно имеет большую долю метана, т.е. содержит по меньшей мере 50 мол.% метана. В зависимости от конкретного подземного резервуара природный газ также содержит сравнительно меньшие количества таких углеводородов, как этан, пропан, бутаны, пентаны и т.п., а также воду, водород, азот, углекислый газ и другие газы. Большинство природных газов транспортируются в газообразном состоянии. Наиболее широко применяемым средством для транспортировки природного газа от устья скважины до установок переработки газа и оттуда до его потребителей являются трубопроводы высокого давления для прокачки газа. Однако в ряде случаев нашли необходимым и/или желательным сжижать природный газ или для его транспортировки, или для использования. В отдаленных местах, например, часто не имеется инфраструктуры с трубопроводами, позволяющей осуществлять удобную транспортировку природного газа на рынок. В таких случаях гораздо более низкий удельный объем СПГ по сравнению с удельным объемом природного газа в газообразном состоянии может в значительной степени снизить транспортные расходы поставкой СПГ с использованием грузовых судов и грузовиков. Другим обстоятельством в пользу сжижения природного газа является его применение в качестве горючего для автотранспортных средств. В крупных столичных городах имеется очень большой парк автобусов, такси и грузовиков, в которых может использоваться СПГ в качестве горючего, если есть доступ к экономичному источнику СПГ. Такие автотранспортные средства, работающие на СПГ, гораздо меньше загрязняют воздух из-за полного сгорания природного газа по сравнению с аналогичными средствами, работающими на бензине, и с дизельными двигателями, в которых сжигаются углеводороды с более высоким молекулярным весом. Кроме того, если СПГ имеет высокую чистоту (т.е. чистоту метана 95 мол.% или выше), количество образующегося углекислого газа (парникового газа) значительно меньше из-за более низкого соотношения углерода к водороду у метана по сравнению со всеми другими углеводородными топливами. Настоящее изобретение в основном касается сжижения природного газа, но получает в качестве побочного продукта поток жидкости, состоящей преимущественно из углеводородов тяжелее метана, таких как газоконденсаты природного газа (ГПГ), состоящие из этана, пропана, бутанов и более тяжелых углеводородных компонентов, сжиженного нефтяного газа (СНГ), состоящего из пропана, бутанов и более тяжелых углеводородных компонентов, или конденсата, состоящего из бутанов и более тяжелых углеводородных компонентов. Получение потока жидкости в качестве побочного продукта имеет два важных преимущества: полученный СПГ имеет метан высокой чистоты, а побочный продукт в виде жидкости является ценным продуктом, который может использоваться для многих других целей. Типовой анализ потока природного газа для обработки в соответствии с этим изобретением приблизительно дает следующий его состав в мол.%: 84,2 метана, 7,9 этана и других C2 компонентов, 4,9 пропана и других C3 компонентов, 1,0 изобутана, 1,1 нормального бутана, больше 0,8 пентанов и остальное приходится на азот и углекислый газ. Газы, содержащие серу, иногда также присутствуют. Имеется ряд известных способов сжижения природного газа. Например, см. Finn, Adrian J., Grant L.Antonia, Texas, March 12-14, 2001 для рассмотрения нескольких таких процессов. Патенты США 4445917, 4525185, 4545795, 4755200, 5291736, 5363655, 5365740, 5600969, 5615561, 5651269, 5755114,5893274, 6014869, 6053007, 6062041, 6119479, 6125653, 6250105 В 1, 6272882 В 1, 6308531 В 1, 6324867 В 1, 6347532 B1, PCT патентная заявкаWO 01/88447, и наши заявленные патенты США серийный 10/161780, зарегистрированный 4 июня 2002 г., и 10/278610, зарегистрированный 23 октября 2002 г.,также описывающие соответствующие процессы. Эти способы обычно включают в себя стадии, в которых природный газ очищается (благодаря удалению воды и таких нежелательных соединений, как углекислый газ и соединения серы), охлаждается, конденсируется и расширяется. Охлаждение и конденсация природного газа могут проводиться самым различным образом. В каскадном охлаждении используется теплообмен природного газа с несколькими хладагентами, имеющими последовательно уменьшающиеся температуры кипения, такими как пропан, этан и метан. В качестве варианта такой теплообмен может осуществляться с использованием одного хладагента испарением этого хладагента при нескольких различных значениях давления. При многокомпонентном охлаждении используется теплообмен природного газа с одним или больше потоками хладагентов, состоящих из нескольких охлаждающих компонентов вместо многих однокомпонентных хладагентов. Расширение природного газа может осуществляться как изоэнтальпически (с использованием, например, расширения Джоуля-Томсона), так и изоэнтрогиче-1 011919 ски (с использованием, например, турбины, выполняющей работу при расширении). Независимо от способа, используемого для сжижения потока природного газа, обычно требуется удаление значительной фракции углеводородов тяжелее метана перед сжижением потока, обогащенного метаном. Причины для стадии удаления углеводородов многочисленны, включая необходимость управления теплотворной способностью потока СПГ и этих более тяжелых углеводородных компонентов, как отдельных продуктов. К сожалению раньше уделялось мало внимания эффективности стадии удаления углеводородов. В соответствии с настоящим изобретением оказалось, что тщательная интеграция стадии удаления углеводородов с процессом сжижения СПГ, может дать как СПГ, так и отдельный более тяжелый углеводородный жидкий продукт с использованием значительно меньшей энергии, чем для процессов известного уровня техники. Хотя настоящее изобретение может применяться при более низких давлениях,оно особенно предпочтительно при обработке подаваемых газов под давлением в диапазоне от 400 до 1500 psia [2758-10342 kPa(a)] или выше. Для лучшего понимания настоящего изобретения даются ссылки на нижеследующие примеры и чертежи. Фиг. 1 - блок-схема завода для сжижения природного газа, предназначенного и для побочного производства ГПГ в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 2 - график зависимости давления от энтальпии для метана, используемый для иллюстрации преимуществ настоящего изобретения над процессами известного уровня техники; и фиг. 3-8 - блок-схемы альтернативных заводов по сжижению природного газа, предназначенных и для побочного производства потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением. В следующем объяснении вышеприведенных фигур дана таблица со сводными данными о скоростях потоков, рассчитанных для репрезентативных условий процесса. В приведенных таблицах величины скоростей потоков (в моль в час) для удобства были округлены до ближайшего целого числа. Скорости всего потока, показанные в таблицах, включают в себя скорости всех неуглеводородных компонентов и поэтому они обычно больше суммы скоростей потока углеводородных компонентов. Приведенные температуры являются приблизительными, округленными до ближайшего градуса. Следует также заметить,что проектные расчеты по процессу, осуществленные для их сравнения, отображенных в фигурах, основаны на предположении об отсутствии утечек тепла из окружающей среды в процесс или из процесса в окружающую среду. Качество коммерчески доступных изоляционных материалов делает это предположение очень разумным, которое обычно и делается специалистами в этой области. Для удобства параметры процесса даются как в традиционной Британской системе единиц, так в международной системе единиц (СИ). Мольные скорости потоков, приведенные в таблицах, могут быть переведены или в фунты-моль в час или килограмм-моль в час. Расходы энергии в лошадиных силах(ЛС) и/или в тысячах БТЕ в час (МБТЕ/ч) соответствуют указанным мольным скоростям потоков в фунтмоль в час. Расходы энергии в киловаттах (кВт) соответствуют указанным мольным скоростям потоков в килограмм-моль в час. Производительность в килограммах в час (кг/ч) соответствует указанным мольным скоростям потоков в килограмм-моль в час. Сущность изобретения В настоящем изобретении предлагается способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) с получением потока (31 а) охлажденного природного газа;(2) указанный поток (31 а) охлажденного природного газа разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(3) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(4) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36 а);(5) указанный расширенный первый поток (35b) и указанный расширенный второй поток (36 а) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(6) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере одной его части (42 а), тем самым образуя поток (43) остаточных паров и обратный поток (44 а);(7) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(8) указанный поток (43) остаточных паров объединяется с указанным потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть(9) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(10) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. В другом варианте изобретения предлагается способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после чего расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(5) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36 а);(6) указанный поток жидкости (33) расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости;(7) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенной второй поток (36 а) и указанный поток охлажденной жидкости (39 а) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию(41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток(8) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а) и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42 а) для формирования тем самым потока (43) остаточных паров и обратного потока (44 а);(9) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(10) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с указанным потоком более летучих паров (37) для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(11) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(12) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. В еще одном варианте изобретения предлагается способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(5) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36 а);(6) указанный поток жидкости (33) расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости и нагревается (10) с получением нагретого расширенного потока(7) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный нагретый расширенный поток жидкости (39b) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(8) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42 а), тем самым образуя поток остаточных(9) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(10) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с указанным потоком более летучих паров (37) для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(11) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(10) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. В следующем варианте изобретения предлагается способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) объединяется по меньшей мере с частью (38) указанного потока жидкости (33) для формирования тем самым объединенного потока (35);(5) указанный объединенный поток (35) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(6) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36a);(7) любая оставшаяся часть (39) указанного потока (33) жидкости расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости;(8) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный поток (39 а) жидкости направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(9) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере части его (42 а) для формирования тем самым потока остаточных паров (43) и обратного потока (44 а);(10) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(11) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с указанным потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(12) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(13) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. В еще одном варианте изобретения предлагается способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) объединяется по меньшей мере с частью (38) указанного потока жидкости (33) для формирования тем самым объединенного потока (35);(5) указанный объединенный поток (35) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(6) указанный второй поток (36) расширяется (15) до указанного промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36 а);(7) любая оставшаяся часть (39) указанного потока жидкости (33) расширяется (12) до указанного промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости и нагревается (10) с полу-4 011919 чением нагретого расширенного потока (39b) жидкости;(8) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный нагретый расширенный поток жидкости (39b) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(9) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42a) для формирования тем самым потока остаточных паров (43) и обратного потока (44 а);(10) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(11) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с потоком более летучих паров (37) для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(12) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(13) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. В предпочтительном варианте осуществления способа по изобретению поток (40) отогнанной жидкости отводится из указанной перегонной колонны (19) в месте, расположенном выше области, из которой отводится поток (42) отогнанных паров, после чего указанный поток (40) отогнанной жидкости нагревается (13) и затем опять направляется в указанную перегонную колонну (19) как другой питающий поток (40 а) для нее, в место, ниже области, из которой отводится указанный поток отогнанных паров(42). В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа по изобретению указанный обратный поток (44) разделяется, по меньшей мере, на первую часть (45) и на вторую часть (46), после чего указанная первая часть (45) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток для нее, и указанная вторая часть (46) подается в указанную перегонную колонну (19) как другой питающий поток для нее в место ввода, по существу, в той же области, из которой отводится поток отогнанных паров (42). В другом предпочтительном варианте осуществления способа по изобретению указанная летучая остаточная газовая фракция (47) сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока(49d). В другом предпочтительном варианте осуществления способа по изобретению указанная летучая остаточная газовая фракция (47) нагревается (24), сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере части ее и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа по изобретению указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. Подробное описание изобретения Иллюстрация способа в соответствии с настоящим изобретением, в котором желательно получить побочный ГПГ продукт, содержащий около половины этана и большую часть пропана и более тяжелых компонентов в подаваемом исходном потоке природного газа, начинается со ссылкой на фиг. 1. В этом моделировании настоящего изобретения газ поступает на вход установки при 90F [32C] и давлении 1285 psia [8860 kPa(a)] как поток (31). Если входящий газ содержит концентрацию углекислого газа и/или соединений серы, которая препятствовала бы получению потоков продуктов, соответствующих спецификациям, эти соединения удаляются соответствующей предварительной обработкой подаваемого исходного газа (не показана). Помимо этого подаваемый исходный поток обычно обезвоживается для исключения образования гидрата (гидратов) в криогенных условиях. Для этой цели обычно использовался твердый осушитель. Подаваемый исходный поток 31 охлаждается в теплообменнике 10 за счет теплообмена с потоком хладагента и испаряемых разделительных жидкостей при -44F [-42 С] (поток 39 а). Следует заметить,что во всех случаях теплообменник 10 представляет собой или большое число отдельных теплообменников, или один многоходовой теплообменник, или любую их комбинацию. (Решение об использовании больше одного теплообменника для указанных функций охлаждения будет зависеть от ряда факторов,включающих в себя, без ограничения, скорость потока газа на входе, габариты теплообменника, температуры потоков и т.д.). Охлажденный поток 31 а поступает в сепаратор 11 при 0F [-18 С] и давлении 1278 psia [882 kPa(a), где пары (поток 32) отделяются от сконденсированной жидкости (поток 33).-5 011919 Пары (поток 32) из сепаратора 11 делятся на два потока 34 и 36, при этом поток 34 содержит около 15% всех паров. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать объединению потока 34 с некоторой частью сконденсированной жидкости (поток 38) для получения объединенного потока 35, но в этом моделировании не указано изменение в потоке 38. Поток 35 проходит через теплообменник 13, находящийся в состоянии теплообмена с потоком 71 е хладагента и отогнанным потоком 40 жидкости, что приводит к охлаждению и существенной конденсации потока 35 а. Существенно сконденсированный поток 35 а при -109F [-78C] затем мгновенно расширяется посредством соответствующего расширяющего устройства, например расширяющего вентиля 14, до рабочего давления (приблизительно 465 psia [3206kPa(a)]) в перегонной колонне 19. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока. В процессе, показанном на фиг. 1, расширенный поток 35b, выходящий из расширяющего вентиля 14, достигает температуры -125F [-87 С] и затем подается в верхнюю точку средней части абсорбционной секции 19 а перегонной колонны 19. Оставшиеся 85% паров из сепаратора 11 (поток 36) поступает в машину 15, осуществляющую работу за счет расширения, в которой извлекается механическая энергия из этой части подаваемого потока с высоким давлением. Машина 15 расширяет пары, по существу, изоэнтропично до рабочего давления в колонне, при этом работа по расширению охлаждает расширенный поток 36 а приблизительно до температуры -76F [-60C]. Типовые коммерчески доступные расширители могут возвращать порядка 80-85% работы, теоретически возможной при идеальном изоэнтропическом расширении. Возвращенная работа часто используется для приведения в действие центробежного компрессора (такого как на 16), который может быть использован, например, для повторного сжатия газа из верхней части колонны (поток 49). Расширенный и частично сконденсированный поток 36 а вводится, как питающий поток, в абсорбционную секцию 19 а перегонной колонны 19 в более низко расположенную среднюю точку подачи в колонну. Поток 39, оставшаяся часть жидкости из сепаратора (поток 33) расширяются за счет быстрого испарения до давления, немного превышающего рабочее давление в аппарате 19 для отгонки метана, посредством расширяющего вентиля 12, и в результате поток 39 охлаждается до -44F [-42C] (поток 39 а), перед тем как он обеспечивает охлаждение входящего питающего газа, как описано выше. Поток 39b теперь при температуре 85F [29 С] затем поступает в отгоняющую секцию 19b в аппарате 19 для отгонки метана через вторую более низкую среднюю точку подачи в колонну. Аппарат для отгонки метана в перегонной колонне 19 является обычной колонной для отгонки, содержащей большое число вертикально распределенных тарелок, один или больше уплотненных слоевнабивок или некоторую комбинацию тарелок и набивок. Как это часто бывает в установках для обработки природного газа, перегонная колонна может состоять из двух секций. Верхняя абсорбционная (ректификационная) секция 19 а содержит тарелки и/или набивку для обеспечения необходимого контакта между паровой частью расширенного потока 36 а, подымающейся вверх, и холодной жидкостью, падающей вниз для конденсации и абсорбции этана, пропана и более тяжелых компонентов, а нижняя отгоняющая секция 19b содержит тарелки и/или набивку для обеспечения необходимого контакта между жидкостями,падающими вниз, и парами, подымающимися вверх. Отгоняющая секция также включает в себя один или больше рибойлеров (таких как рибойлер 20), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, текущих вниз по колонне, чтобы обеспечить отгонку паров, которые протекают вверх по колонне, чтобы отогнать метан и более легкие компоненты из потока 41 жидкого продукта. Поток 41 жидкого продукта выходит из нижней части аппарата 19 для отгонки метана при температуре 150F [66 С], основанной на типовой спецификации для отношения числа молей метана к числу молей этана как 0,020:1 в продукте из нижней части аппарата. Поток 37 отогнанных паров из верхней части перегонной колонны, содержащий преимущественно метан и более легкие компоненты, выходит из верхней части аппарата 19 для отгонки метана при -108F [-78C]. Часть отогнанных паров (поток 42) отводится из верхней области отгоняющей секции 19b. Этот поток охлаждается от -58F [-50 С] до -109F [-78C] и частично конденсируется (поток 42 а) в теплообменнике 13 за счет теплообмена с потоком 71 е хладагента и с потоком 40 отогнанной жидкости. Рабочее давление в обратном сепараторе 22 (461 psia [3182 kPa(a)] поддерживается немного ниже рабочего давления в аппарате 19 для отгонки метана. Это обеспечивает движущую силу, которая заставляет поток 42 отогнанных паров протекать через теплообменник 13 и оттуда в обратный сепаратор 22, где сконденсированная жидкость (поток 44) отделяется от любых несконденсированных паров (поток 43). Поток 43 объединяют с потоком отогнанных паров (поток 37), выходящим из верхней области абсорбционной секции 19 а аппарата 19 для отгонки метана, для образования холодного остаточного газового потока 47 при -108F [-78C]. Сконденсированная жидкость (поток 44) подкачивается до более высокого давления насосом 23,после чего поток 44 а при -109F [-78 С) делится на две части. Одна часть, поток 45, направляется в верхнюю область абсорбционной секции 19 а аппарата 19 для отгонки метана, чтобы служить холодной жидкостью, которая контактирует с парами, поднимающимися вверх через абсорбционную секцию. Другая часть подается в верхнюю область отгоняющей секции 19b аппарата 19 для отгонки метана в качестве обратного потока 46. Поток 40 отогнанной жидкости отводится из более низкой области абсорбционной секции 19 а ап-6 011919 парата 19 для отгонки метана и направляется в теплообменник 13, где он нагревается, когда обеспечивает охлаждение потока 42 отогнанных паров, объединенного потока 35 и хладагента (поток 71 а). Поток отогнанной жидкости нагревается от -79F [-62C] до -20F [-29 С], при этом частично испаряется поток 40 а, перед тем как он подается в качестве питающего потока в среднюю часть колонны в отгоняющую секцию 19b в аппарате 19 для отгонки метана. Холодный остаточный газ (поток 47) нагревается до 94F [34 С] в теплообменнике 24, и часть его(поток 48) затем отводится и служит в качестве топливного газа для завода. (Количество топливного газа, которое должно отводится, определяется главным образом топливом, требующимся для двигателей и/или турбин, приводящих в действие газовые компрессоры на заводе, такие как холодильные компрессоры 64, 66, и 68 в этом примере.) Оставшаяся часть нагретого остаточного газа (поток 49) сжимается компрессором 16, приводимым в действие расширительными машинами 15, 61 и 63. После охлаждения до 100F [38 С] в холодильнике 25 на выпуске, поток 49 а дальше охлаждается до -93F [-69C] (поток 49 с) в теплообменнике 24 при противоточном теплообмене с холодным остаточным газовым потоком 47 с образованием нагретого остаточного газового потока 47 а. Поток 49 с затем поступает в теплообменник 60 и еще больше охлаждается расширенным потоком 71d хладагента до -256F [-160 С] для его конденсации и переохлаждения, после чего он поступает в расширительную машину 61, в которой из потока извлекается механическая энергия. Машина 61 расширяет поток 49d жидкости, по существу, изоэнтропически от давления около 638 psia [4399 kPa(a)] до давления хранения СПГ (15,5 psia [107 kPa(a)], т.е. немного выше атмосферного давления. Работа по расширению охлаждает расширенный поток 49 е до температуры приблизительно -257F [-160 С], после чего он подается в складской резервуар 62 для хранения СПГ-продукта (потока 50). Все охлаждения потока 49 с и частично охлаждение потоков 35 и 42 обеспечивается петлей охлаждения с замкнутым циклом. Рабочей жидкостью для этого цикла охлаждения является смесь углеводородов и азота, при этом состав смеси подбирается так, чтобы можно было получить требуемую температуру хладагента при проведении конденсации при разумном давлении с использованием доступного охлаждающего средства. В этом случае предполагается проведение конденсации охлаждающей водой, поэтому в моделировании процесса в соответствии с фиг. 1 используется охлаждающая смесь, состоящая из азота, метана, этана, пропана и более тяжелых углеводородов. Приблизительный состав потока в мол.%: 6,9% азота, 40,8% метана, 37,8% этана и 8,2% пропана и остальное более тяжелые углеводороды. Поток 71 хладагента покидает выходной холодильник 69 при температуре 100F [38 С] и давлении 607 psia [4185 kPa(a)]. Он поступает в теплообменник 10 и охлаждается до -15F [-26C] и частично конденсируется посредством частично нагретого расширенного потока 71f хладагента и других потоков хладагентов. Для моделирования в соответствии с фиг. 1 предполагается, что этими другими потоками хладагентов являются пропановые хладагенты коммерческого качества при трех различных уровнях температур и давлений. Частично сконденсированный поток 71 а хладагента затем поступает в теплообменник 13 для дальнейшего охлаждения до -109F [-78C] за счет частично нагретого расширенного потока 71 е хладагента для дальнейшей конденсации хладагента (потока 71b). Хладагент конденсируется и затем переохлаждается до -256F [-160C] в теплообменнике 60 за счет расширенного потока 71d хладагента. Переохлажденный поток 71 с жидкости поступает в рабочую расширительную машину 63, в которой из потока извлекается механическая энергия, когда он значительно расширяется изоэнтропически от давления около 586 psia [4040 kPa(a)] до около 34 psia [234 kPa(a)]. Во время расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока до -262F [-163 С] (потока 71d). Расширенный поток 71d затем повторно поступает в теплообменники 60, 13 и 10, которые обеспечивают охлаждение потока 49 с, потока 35, потока 42 и хладагента (потоков 71, 71 а и 71b), когда он испаряется и перегревается. Перегретые пары хладагента (поток 71g) выводятся из теплообменника при температуре 93F[34C] и сжимаются на трех этапах до 617 psia [4254 kPa(a)]. Каждый из трех этапов сжатия (охлаждающие компрессоры 64, 66 и 68) приводится в действие дополнительным источником энергии, и за каждым следует холодильник (холодильники 65, 67 и 69 на выходах) для удаления тепла от сжатия (промежуточные потоки, образующиеся на чередующихся этапах сжатия-охлаждения обозначены на фиг. 1, 3-8 как потоки 71h-71l). Сжатый поток 71 от холодильника 69 на выходе возвращается в теплообменник 10 для завершения цикла. Сводные данные по скоростям потока и расходу энергии для способа, показанного на фиг. 1, приведены в следующей таблице.-7 011919 Таблица 1 (фиг. 1) Сводные данные по скоростям потоков ( в фунт-моль/ч [кг-моль/ч]) Тепло для полезного использования(На основании неокругленных скоростей потоков) Эффективности (КПД) способов получения СПГ обычно сравниваются между собой с использованием требующегося для них удельного расхода энергии, являющегося отношением всего расхода энергии для охлаждающего сжатия к полной производительности по получению жидкости. В опубликованной информации по удельному расходу энергии в процессах получения СПГ известного уровня этой техники указывается диапазон от 0,168 НР-ч/Lb [0,276 kW-ч/кг] до 0,182 НР-ч/Lb [0,300 kW-ч/кг], который, как полагают, основан на непрерывном факторе работы завода по получению СПГ 340 дней в году. На этой же основе удельный расход энергии для воплощения настоящего изобретения на фиг. 1 составляет 0,139 НР-ч/Lb [0,229kW-ч/кг], что дает улучшение эффективности на 21-31% по сравнению с процессами известного уровня техники. Имеются два основных фактора, ответственных за повышенную эффективность настоящего изобретения. Первый фактор можно понять при исследовании термодинамики сжижения, когда она применяется к потоку газа высокого давления, такому как поток, рассмотренный в этом примере. В связи с тем, что основным компонентом этого потока является метан, для целей сравнения цикла сжижения процессов известного уровня и цикла сжижения, применяемого в настоящем изобретении, могут быть использованы термодинамические свойства метана. На фиг. 2 показана фазовая диаграмма давление-энтальпия. В большинстве циклов сжижения в соответствии с известным уровнем этой техники все охлаждение газового потока осуществляется, когда поток находится под высоким давлением (участок А-В), после чего-8 011919 поток расширяется (участок В-С) до давления в резервуаре для хранения СПГ (немного выше атмосферного давления). В этой стадии расширения может использоваться рабочая расширительная машина, которая обычно в состоянии возвратить порядка 75-80% работы, теоретически возможной при идеальном изоэнтропическом расширении. Ради упрощения на фиг. 2 показано полностью изоэнтропическое расширение для участка В-С. Даже при этом уменьшение энтальпии, обеспеченное этим рабочим расширением, является очень незначительным, так как линии постоянной энтропии почти вертикальны в жидкостной области фазовой диаграммы. Теперь следует сопоставить это с циклом сжижения в соответствии с настоящим изобретением. После частичного охлаждения при высоком давлении (участок А-А') газовый поток расширяется с выполнением работы до промежуточного давления (участок А'-А"). (Снова показано полностью изоэнтропическое расширение ради упрощения). Остальное охлаждение осуществляется при промежуточном давлении (участок А"-В'), и поток затем расширяется (участок В'-С) до давления в резервуаре для хранения СПГ). Так как линии постоянной энтропии имеют менее крутой наклон в паровой области фазовой диаграммы, значительно большее уменьшение энтальпии обеспечивается на первой стадии рабочего расширения (участок А'-А) в соответствии с настоящим изобретением. Таким образом, полная величина охлаждения, требующаяся для настоящего изобретения (сумма участков А-А' и А"-В'), меньше величины охлаждения, требующейся для способов известных из уровня техники (участок А-В), что позволяет уменьшить охлаждение (и следовательно охлаждающее сжатие), необходимое для сжижения газового потока. Вторым фактором, ответственным за повышенную эффективность настоящего изобретения, являются более высокие рабочие характеристики систем перегонки углеводородов при более низких давлениях. Этап удаления углеводородов в большинстве способов известных из уровня техники осуществляется при высоком давлении, обычно с использованием башенного скруббера, в котором применяется холодный жидкий углеводород в качестве поглощающего потока для удаления более тяжелых углеводородов из входящего газового потока. Работа башенного скруббера при высоком давлении не очень эффективна, так как она приводит к побочной абсорбции значительной доли метана из газового потока, которая в последующем должна отгоняться из абсорбирующей жидкости и охлаждаться, чтобы стать частью СПГ продукта. В настоящем изобретении стадия удаления углеводородов проводится при промежуточном давлении, где равновесие пар-жидкость гораздо более благоприятно, что приводит к очень эффективной регенерации требуемых более тяжелых углеводородов в побочном потоке жидкости. Другие воплощения Специалист в данной области поймет, что настоящее изобретение может быть приспособлено для использования на всех типах заводов по сжижению ПГ, что позволяет попутно производить поток ГПГ,поток СНГ или поток конденсата, того, что лучше соответствует нуждам завода в данной местности. Кроме того, следует признать, что могут быть использованы самые различные конфигурации способа для регенерации жидкого побочного потока. Настоящее изобретение может быть приспособлено для регенерации ГПГ потока, содержащего значительно более высокую долю C2-компонентов, присутствующих в вводимом газе, для регенерации СПГ потока, содержащего только С 3-компоненты и более тяжелые компоненты, присутствующие в вводимом газе, или для регенерации потока конденсата, содержащего только С 4-компоненты и более тяжелые компоненты, присутствующие в вводимом газе, а не для получения ГПГ побочного продукта, содержащего только умеренную долю С 2-компонентов, как было описано выше. Настоящее изобретение особенно предпочтительно по сравнению со способами, известными из уровня техники, когда желательна только частичная регенерация С 2-компонентов в вводимом питающем газе, в то время как в воплощении изобретения на фиг. 1 улавливаются, по существу, все С 3-компоненты и более тяжелые компоненты в виде обратного потока 45, что обеспечивает очень высокую регенерацию С 3-компонентов независимо от уровня регенерации С 2-компонентов. В соответствии с изобретением обычно выгодно проектировать абсорбционную (ректификационную) секцию аппарата для отгонки метана, которая теоретически имела бы многоступенчатое разделение. Однако преимущества настоящего изобретения могут быть достигнуты даже теоретически с одной ступенью разделения и полагают, что даже эквивалент фракционирующей теоретической ступени в состоянии обеспечить достижение этих преимуществ. Например, вся или часть прокачиваемой сконденсированной жидкости (поток 44 а), выходящей из обратного сепаратора, и весь или часть расширенного, по существу, сконденсированного потока 35b от расширительного вентиля 14 могут быть объединены (например, таким же образом как и трубопроводы, соединяющие расширительный вентиль с аппаратом для отгонки метана), и, если они будут тщательно перемешаны, пары и жидкости смешаются и разделятся в соответствии с относительными летучестями различных компонентов всех объединенных потоков. Такое взаимное перемешивание двух потоков следует рассматривать для целей этого изобретения, как составляющую абсорбционной секции. На фиг. 1 представлено предпочтительное воплощение настоящего изобретения для показанных условий проведения процесса. На фиг. 3-8 показаны альтернативные воплощения настоящего изобретения,которые могут быть рассмотрены для конкретного применения. В зависимости от количества более тяжелых углеводородов во вводимом питающем газе и от давления последнего, поток 31 а охлажденного вводимого газа, выходящий из теплообменника 10 может не содержать какую-либо жидкость (так как он-9 011919 выше своей точки росы или выше своей точки конденсации). В таких случаях сепаратор 11, показанный на фиг. 1 и фиг. 3-8, не требуется и охлажденный вводимый поток может быть поделен на потоки 34 и 36, которые затем могут протекать в теплообменник (поток 34) и в соответствующее расширительное устройство (поток 36), такое как расширяющая машина 15, выполняющая работу. Как описано выше, поток 42 отогнанных паров частично конденсируется и полученный конденсат используется для абсорбции ценных С 3-компонентов и более тяжелых компонентов из паров, поднимающихся через абсорбционную секцию 19 а аппарата 19 для отгонки метана (фиг. 1 и фиг. 4-8) или через абсорбционную колонну 18 (фиг. 3). Однако настоящее изобретение не ограничивается этим воплощением. Может быть предпочтительно, например, обрабатывать таким образом только часть этих паров,или использовать только часть конденсата в качестве абсорбента в случаях, когда другие проектные соображения показывают, что части паров или конденсата должны обходить абсорбционную секцию 19 а аппарата 19 для отгонки метана. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать полной конденсации, а не частичной конденсации отогнанного потока 42 в теплообменнике 13. Другие обстоятельства могут благоприятствовать тому, чтобы отогнанный поток 42 был полностью из паров, выведенных из паровой стороны ректификационной колонны 19, а не частично из паров, выведенных из соответствующей стороны колонны. В практике настоящего изобретения следует учитывать, что неизбежно будет небольшая разница между давлением в аппарате 19 для отгонки метана и давлением в обратном сепараторе 22. Если поток 42 отогнанных паров проходит через теплообменник 13 и в обратный сепаратор без какого-либо повышения давления, обратный сепаратор должен по необходимости иметь рабочее давление, которое будет немного ниже рабочего давления в аппарате 19 для отгонки метана. В этом случае поток жидкости, выведенный из обратного сепаратора, может быть прокачен к своей входной позиции (входным позициям) в аппарат для отгонки метана. Альтернативой является обеспечение вспомогательного нагнетателя для отогнанного потока 42 паров, чтобы в достаточной степени повысить рабочее давление в теплообменнике 13 и обратном сепараторе 22 так, чтобы поток 44 жидкости мог подаваться в аппарат 19 для отгонки метана без использования прокачки насосами. Жидкость высокого давления (поток 33 на фиг. 1 и фиг. 3-8) не должна расширяться и подаваться в точку ввода в средней части ректификационной колонны. Вместо этого вся она или часть ее может быть объединена с частью паров от сепаратора (поток 34), входящей в теплообменник 13. (Показанный пунктиром поток 38 на фиг. 1 и на фиг. 3-8). Любая оставшаяся часть этой жидкости может быть расширена соответствующим расширяющим устройством, таким как расширительный вентиль или расширительная машина, и подана в точку ввода в средней части перегонной колонны (поток 39b на фиг. 1 и 3-8). Поток 39 на фиг. 1 и 3-8 может также использоваться для охлаждения вводимого газа или для других теплообменных услуг до или после этапа расширения перед его вхождением в аппарат для отгонки метана, аналогично показанному пунктиром потоку 39 а на фиг. 1 и 3-8. В соответствии с этим изобретением деление подаваемых паров может быть осуществлено несколькими способами. В способах, показанных на фиг. 1 и 3-8, деление паров происходит после охлаждения и отделения любых жидкостей, которые могли образоваться. Газ высокого давления, однако, может делится до любого охлаждения вводимого газа или после охлаждения газа и перед любыми этапами разделения. В некоторых воплощениях деление паров может быть осуществлено в сепараторе. На фиг. 3 показана ректификационная колонна, сконструированная из двух резервуаров: абсорбционной колонны 18 и отгоняющей колонны 19. В таких случаях пары от верхней части отгоняющей колонны 19 могут делится на две части. Одна часть (поток 42) направляется в теплообменник 13 для получения обратного потока для абсорбционной колонны 18, как описано выше. Любая оставшаяся часть (поток 54) перетекает в более низкую часть абсорбционной колонны 18, где с ней контактирует расширенный, по существу, конденсированный поток 35b и обратный поток жидкости (поток 45). Для подачи жидкостей (поток 51) с нижней части абсорбционной колонны 18 в верхнюю часть отгоняющей колонны 19 используется насос 26, чтобы эти две колонны эффективно функционировали как одна перегоняющая система. Решение о конструировании ректификационной колонны в виде одного резервуара (такого как аппарат 19 для отгонки метана на фиг. 1 и 4-8), или в виде нескольких резервуаров будет зависеть от нескольких таких факторов, как размер завода, расстояния до производственного оборудования и т.п. Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать отводу всего потока 40 отогнанной холодной жидкости, выходящего из абсорбционной секции 19 а на фиг. 1 и 4-8 или из абсорбционной колонны 18 на фиг. 3 для теплообмена, а другие обстоятельства могут совсем не благоприятствовать отводу и использованию потока 40 для теплообмена, поэтому поток 40 на фиг. 1 и 3-8 показан пунктиром. Хотя только часть жидкости от абсорбционной секции 19 а может быть использована для теплообменной обработки, когда настоящее изобретение применяется для регенерации большой доли этана в вводимом питающем газе без уменьшения регенерации этана в аппарате 19 для отгонки метана, можно иногда получить больше работы от этих жидкостей, чем от обычного вспомогательного ребойлера, использующего жидкости от отгоняющей секции 19b. Это объясняется тем, что жидкости в абсорбционной секции 19 а аппарата 19 для отгонки метана можно получить при более холодных температурах, чем жидкости в отгоняющей секции 19b. Эта же особенность может быть обеспечена, когда ректификационная колонна- 10011919 сконструирована в виде двух резервуаров, как показано пунктирным потоком 40 на фиг. 3. Когда жидкости от абсорбционной колонны 18 прокачиваются, как на фиг. 3, жидкость (поток 51 а), выходящая из насоса 26, может делится на две части, при этом одна часть (поток 40) используется для теплообмена и затем направляется на позицию ввода в среднюю часть отгоняющей колонны 19 (поток 40 а). Любая оставшаяся часть (52) становится верхним питающим потоком, вводимым в отгоняющую колонну 19. Как показано пунктиром, поток 46 на фиг. 1 и 3-8, в таких случаях может быть выгодно поделить поток жидкости от обратного насоса 23 (поток 44 а) по меньшей мере на два потока таким образом, чтобы часть(поток 46) могла быть подана в отгоняющую секцию ректификационной колонны 19 (фиг. 1 и 4-8) или в отгоняющую колонну 19 (фиг. 3) для увеличения потока жидкости в этой части перегонной системы и для улучшения ректификации потока 42, а оставшаяся часть (поток 45) подается в верхнюю часть абсорбционной секции 19 а (фиг. 1 и 4-8), или в верхнюю часть абсорбционной колонны 13 (фиг. 3). Распределение газового потока, оставшегося после регенерации потока жидкости, как побочного продукта (поток 47 на фиг. 1 и 3-8) перед тем, как он будет подан в теплообменник 60 для конденсации и переохлаждения, может быть осуществлено самым различным образом. В процессе на фиг. 1 поток нагревается, сжимается до более высокого давления с использованием энергии, полученной от одной или более расширительных машин, производящих работу, частично охлаждается в холодильнике на выходе,затем еще больше охлаждается за счет противоточного обмена с исходным потоком. Как показано на фиг. 4, в некоторых применениях может отдаваться предпочтение сжатию потока до более высокого давления с использованием дополнительного компрессора 59, приводимого в действие, например, внешним источником энергии. Как показано пунктиром оборудование (теплообменник 24 и выходной холодильник 25) на фиг. 1, некоторые обстоятельства могут способствовать снижению капитальных производственных затрат за счет уменьшения или устранения предварительного охлаждения сжатого потока, перед тем как он поступит в теплообменник 60 (за счет повышения охлаждающей нагрузки теплообменника 60 и увеличения потребления энергии холодильными компрессорами 64, 66 и 68). В таких случаях поток 49 а, выходящий из компрессора, может протекать прямо в теплообменник 24, как показано на фиг. 5, или прямо в теплообменник 60, как показано на фиг. 6. Если расширительные машины, производящие работу, не используются для расширения любых частей вводимого газа высокого давления, то может использоваться вместо компрессора 16, такой компрессор, приводимый в действие внешним источником энергии, как компрессор 59, показанный на фиг. 7. Другие обстоятельства вообще могут не оправдывать любое сжатие потока, поэтому поток течет прямо в теплообменник 60, как показано на фиг. 8, и пунктирным оборудованием (теплообменник 24, компрессор 16 и выходной холодильник 25) на фиг. 1. Если теплообменник 24 не включен для нагревания потока перед отводом заводского топливного газа (поток 48),то может потребоваться дополнительный нагреватель 58 для нагревания топливного газа перед его потреблением, при этом используется вспомогательный поток или же поток из другого процесса для подачи необходимого тепла, как показано на фиг. 6-8. Такие варианты выбора, как эти, вообще должны оцениваться для каждого применения, как и должны рассматриваться все такие факторы, как состав газа,размер завода, требуемый уровень регенерации потока побочного продукта и доступное оборудование. В соответствии с настоящим изобретением охлаждение входящего газового потока и питающего потока в секцию для получения СПГ может быть осуществлено самым различным образом. В процессах на фиг. 1 и 3-8 входящий газовый поток 31 охлаждается и конденсируется благодаря внешним охлаждающим потокам и распыляемым жидкостям от сепаратора. Однако холодные потоки в процессе также могут использоваться для обеспечения некоторого охлаждения хладагента высокого давления (поток 71 а). Кроме того, может использоваться любой поток, температура которого ниже температуры охлаждаемого потока (охлаждаемых потоков). Например, пары бокового отвода от ректификационной колонны 19 на фиг. 1 и 4-8 или от абсорбционной колонны 18 на фиг. 3 могут быть отведены и использованы для охлаждения. Использование и распределение жидкостей и/или паров из колонн для теплообмена в процессах и конкретное расположение теплообменников для охлаждения входящего газа и питающего газа должны оцениваться для каждого конкретного применения, также как и выбор потоков в процессах для специальных теплообменных услуг. Выбор источника охлаждения будет зависеть от целого ряда факторов, включающих в себя без ограничения состав и условия питающего газа, размер завода, размер теплообменников, возможную температуру источника охлаждения и т.д. Специалист в данной области также признает, что может быть использована любая комбинация вышеприведенных источников охлаждения или способов охлаждения для достижения требуемой температуры (температур) питающего потока. Кроме того, может также обеспечиваться самым различным образом и дополнительное внешнее охлаждение входящего газового потока и питающего потока для секции получения СПГ. На фиг. 1 и 3-8 предполагается использование кипящего однокомпонентного хладагента для внешнего охлаждения высокого уровня и предполагается использование испаряющегосяся многокомпонентного хладагента для внешнего охлаждения низкого уровня, при этом однокомпонентный хладагент используется для переохлаждения потока многокомпонентного хладагента. Альтернативно как охлаждение высокого уровня, так и охлаждение низкого уровня может быть осуществлено с использованием однокомпонентных хладагентов с последовательно более низкими точками кипения (т.е. каскадное охлаждение), или одного однокомпонентного хладагента при последовательно более низких давлениях парообразования. В другой аль- 11011919 тернативе как охлаждение высокого уровня, так и охлаждение низкого уровня могут осуществляться с использованием потоков многокомпонентных хладагентов, когда их соответствующие составы подбираются таким образом, чтобы они обеспечивали необходимые температуры охлаждения. Выбор способа обеспечения внешнего охлаждения будет зависеть от целого ряда факторов, включающих в себя без ограничения состав и условия питающего газа, размер завода, габариты компрессорных двигателей, габариты теплообменников, температура теплоотводящей окружающей среды и т.д. Специалист в данной области также осознает, что может быть использована любая комбинация способов обеспечения внешнего охлаждения, описанных выше, для достижения требуемой температуры (температур) питающего потока. Переохлаждение сконденсированного потока жидкости, выходящего из теплообменника 60 (поток 49d на фиг. 1 и 3, поток 49 е на фиг. 4, поток 49 с на фиг. 5, поток 49b на фиг. 6 и 7 и поток 49 а на фиг. 8),уменьшает количество мгновенно образующихся паров при расширении потока до рабочего давления СПГ в резервуаре 62 для его хранения или вообще они не образуются. Это вообще уменьшает удельный расход энергии для получения СПГ за счет устранения необходимости в сжатии мгновенно выделяющихся газов. Однако некоторые обстоятельства могут способствовать снижению капитальных затрат на оборудование за счет снижения габаритов теплообменника 60 и уменьшения использования сжатия мгновенно образующихся газов или других средств удаления любого мгновенно образующегося газа. Хотя расширение отдельного потока отражено в показанных конкретных расширительных устройствах, где это нужно, могут быть использованы альтернативные средства расширения. Например, условия могут оправдать расширение выполняющего работу существенно сконденсированного питающего потока (потока 35 а на фиг. 1 и 3-8). Кроме того, изоэнтальпическое мгновенное расширение может использоваться вместо расширения, производящего работу, для потока переохлажденной жидкости, выходящего из теплообменника 60 (поток 49d на фиг. 1 и 3, поток 49 е на фиг. 4, поток 49 с на фиг. 5, поток 49b на фиг. 6 и 7, и поток 49 а на фиг. 8), но потребует или большего переохлаждения в теплообменнике 60, что бы избежать образования мгновенно выделившихся паров при расширении, или же добавления сжатия мгновенно образовавшихся паров или других средств для удаления образовавшихся паров. Аналогичным образом изоэнтальпическое мгновенное расширение может использоваться вместо расширения, производящего работу, для переохлажденного потока хладагента высокого давления, выходящего из теплообменника 60 (поток 71 с на фиг. 1 и 3-8), что приводит к повышению расхода энергии для сжатия хладагента. Также следует признать, что относительное количество исходного вещества, находящегося в каждой ветви разделенного исходного потока паров, будет зависеть от нескольких факторов, включая давление газа, состав исходного газа, количества тепла, которое можно экономично извлечь из исходного вещества, углеводородные компоненты, которые будут регенерированы в потоке жидкости, являющейся побочным продуктом, и доступное количество энергии. Большее количество исходного вещества, вводимого в верхнюю часть колонны, увеличивает регенерацию, а уменьшение энергии, возвращаемой из детандера, тем самым повышает потребности в энергии для повторного сжатия. Увеличение подачи исходного вещества в более низкую часть колонны снижает расход энергии, но может также уменьшить регенерацию продукта. Относительные места ввода исходного вещества в среднюю часть колонны могут меняться в зависимости от состава вещества на входе или других факторов, таких как требуемые уровни регенерации и количество жидкости, образовавшейся во время охлаждения входящего газа. Кроме того,два или больше исходных потоков или их частей могут быть объединены в зависимости от относительных температур или количеств отдельных потоков, и затем объединенный поток подается в позицию ввода в среднюю часть колонны. Хотя было описано то, что считается предпочтительными воплощениями изобретения, специалисты в данной области поймут, что могут быть внесены в них другие и дальнейшие модификации, например,для адаптации изобретения к различным условиям или к другим требованиям, без отступления от сути настоящего изобретения, как это определено нижеследующей формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором:(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) с получением потока (31 а) охлажденного природного газа;(2) указанный поток (31 а) охлажденного природного газа разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(3) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(4) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36a);(5) указанный расширенный первый поток (35b) и указанный расширенный второй поток (36 а) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(6) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере одной его части (42 а), тем самым образуя поток (43) остаточных паров и обратный поток (44 а);(7) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(8) указанный поток (43) остаточных паров объединяется с указанным потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанного метана и более легких компонентов;(9) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(10) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. 2. Способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором:(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после чего расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(5) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36a);(6) указанный поток жидкости (33) расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости;(7) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный поток охлажденной жидкости (39 а) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию(41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток(8) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42 а) для формирования тем самым потока (43) остаточных паров и обратного потока (44 а);(9) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(10) указанный поток (43) остаточных паров объединяется с указанным потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(11) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(12) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. 3. Способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором:(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного первого потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(5) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением рас- 13011919 ширенного второго потока (36 а);(6) указанный поток жидкости (33) расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости и нагревается (10) с получением нагретого расширенного потока(7) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный нагретый расширенный поток жидкости (39b) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(8) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42 а), тем самым образуя поток остаточных паров (43) и обратный поток (44 а);(9) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(10) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с указанным потоком более летучих паров (37) для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(11) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(12) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. 4. Способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором:(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получения тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток (32) паров разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) объединяется по меньшей мере с частью (38) указанного потока жидкости (33) для формирования тем самым объединенного потока (35);(5) указанный объединенный поток (35) охлаждается (13), по существу, для всей его конденсации с получением сконденсированного потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(6) указанный второй поток (36) расширяется (15) до промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36a);(7) любая оставшаяся часть (39) указанного потока (33) жидкости расширяется (12) до промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости;(8) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный поток (39 а) жидкости направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(9) поток отогнанных паров (42) отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере части его (42 а) для формирования тем самым потока остаточных паров (43) и обратного потока (44 а);(10) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(11) указанный поток остаточных паров (43) объединяется с указанным потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(12) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(13) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. 5. Способ сжижения природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, в котором:(1) поток (31) природного газа охлаждается на одной или нескольких стадиях охлаждения (10) для получения потока (31 а) частично сконденсированного природного газа;(2) указанный поток (31 а) частично сконденсированного природного газа разделяется для получе- 14011919 ния тем самым потока (32) паров и потока (33) жидкости;(3) указанный поток паров (32) разделяется, по меньшей мере, на первый поток (34) и на второй поток (36);(4) указанный первый поток (34) объединяется по меньшей мере с частью (38) указанного потока жидкости (33) для формирования тем самым объединенного потока (35);(5) указанный объединенный поток (35) охлаждается (13) для, по существу, всей его конденсации с получением сконденсированного потока (35 а) и после этого расширяется (14) до промежуточного давления с получением расширенного первого потока (35b);(6) указанный второй поток (36) расширяется (15) до указанного промежуточного давления с получением расширенного второго потока (36 а);(7) любая оставшаяся часть (39) указанного потока жидкости (33) расширяется (12) до указанного промежуточного давления с получением потока (39 а) охлажденной жидкости и нагревается (10) с получением нагретого расширенного потока (39b) жидкости;(8) указанный расширенный первый поток (35b), указанный расширенный второй поток (36 а) и указанный нагретый расширенный поток жидкости (39b) направляются в перегонную колонну (19), в которой указанные потоки разделяются на поток (37) более летучих паров, на сравнительно менее летучую фракцию (41), содержащую значительную часть указанных более тяжелых углеводородных компонентов, и поток (42) отогнанных паров;(9) поток (42) отогнанных паров отводится из области указанной перегонной колонны (19), расположенной ниже ввода в эту колонну указанного расширенного второго потока (36 а), и достаточно охлаждается (13) для конденсации по меньшей мере его части (42 а) для формирования тем самым потока остаточных паров (43) и обратного потока (44 а);(10) указанный обратный поток (44 а) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток (45) для нее;(11) указанный поток (43) остаточных паров объединяется с потоком (37) более летучих паров для формирования летучей остаточной газовой фракции (47), содержащей значительную часть указанных метана и более легких компонентов;(12) указанная летучая остаточная газовая фракция (47) охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым сконденсированного потока (49d); и(13) указанный сконденсированный поток (49d) расширяется (61) до более низкого давления для формирования потока (50) сжиженного природного газа. 6. Способ в соответствии с пп.1, 2, 3, 4 или 5, в котором поток (40) отогнанной жидкости отводится из указанной перегонной колонны (19) в месте, расположенном выше области, из которой отводится поток (42) отогнанных паров, после чего указанный поток (40) отогнанной жидкости нагревается (13) и затем опять направляется в указанную перегонную колонну (19) как другой питающий поток (40 а) для нее в место, ниже области, из которой отводится указанный поток (42) отогнанных паров. 7. Способ в соответствии с пп.1, 2, 3, 4 или 5, в котором указанный обратный поток (44) разделяется, по меньшей мере, на первую часть (45) и на вторую часть (46), после чего указанная первая часть (45) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток для нее, и указанная вторая часть (46) подается в указанную перегонную колонну (19) как другой питающий поток для нее в место ввода, по существу, в той же области, из которой отводится поток отогнанных паров (42). 8. Способ в соответствии с п.6, в котором указанный обратный поток (44) разделяется, по меньшей мере, на первую часть (45) и на вторую часть (46), после чего указанная первая часть (45) направляется в указанную перегонную колонну (19) как верхний питающий поток для нее, и указанная вторая часть (46) подается в указанную перегонную колонну (19) как другой питающий поток для нее, в место ввода, по существу, в той же области, откуда отводится указанный поток отогнанных паров (42). 9. Способ в соответствии с пп.1, 2, 3, 4 или 5, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 10. Способ в соответствии с п.6, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 11. Способ в соответствии с п.7, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 12. Способ в соответствии с п.8, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 13. Способ в соответствии с пп.1, 2, 3, 4 или 5, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) нагревается (24), сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере части ее и формирования тем самым указанного сконденсированного потока- 15011919 14. Способ в соответствии с п.6, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) нагревается (24), сжимается (16) и после этого охлаждается под давлением (60) для конденсации по меньшей мере части ее и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 15. Способ в соответствии с п.7, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) нагревается (24), сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 16. Способ в соответствии с п.8, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) нагревается (24), сжимается (16) и после этого охлаждается (60) под давлением для конденсации по меньшей мере ее части и формирования тем самым указанного сконденсированного потока (49d). 17. Способ в соответствии с пп.1, 2, 3, 4 или 5, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 18. Способ в соответствии с п.6, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из C2 компонентов и C2 компонентов + C3 компонентов. 19. Способ в соответствии с п.7, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из C2 компонентов и C2 компонентов + С 3 компонентов. 20. Способ в соответствии с п.8, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 21. Способ в соответствии с п.9, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 22. Способ в соответствии с п.10, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 23. Способ в соответствии с п.11, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 24. Способ в соответствии с п.12, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 25. Способ в соответствии с п.13, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 26. Способ в соответствии с п.14, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 27. Способ в соответствии с п.15, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит значительную часть указанных метана, более легких компонентов и более тяжелых углеводородных компонентов, выбранных из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов. 28. Способ в соответствии с п.16, в котором указанная летучая остаточная газовая фракция (47) содержит указанные метан, более легкие компоненты и более тяжелые углеводородные компоненты, выбранные из группы, состоящей из С 2 компонентов и С 2 компонентов + С 3 компонентов.