Способ переработки природного газа в жидкие продукты

008240 Область применения изобретения Настоящее изобретение относится к способам производства коммерческих продуктов из природного газа. Точнее настоящее изобретение относится к интегрированному способу производства сжиженного природного газа и продуктов, получаемых с использованием технологии преобразования природного газа, такого как метанол, и его химических производных. Предпосылки к созданию изобретения К природному газу, в общем случае, относятся разреженные газы или газообразные углеводороды(метан и более высокие углеводороды, такие как этан, пропан, бутан и тому подобные), которые находятся в недрах земли. Негорючие газы, залегающие в земле, такие как углекислый газ, гелий и азот, в общем случае, относятся к тем химическим элементам, которые соответствуют их названиям. Однако часто негорючие газы находятся в комбинации с горючими газами и, в общем случае, такая смесь относится к природному газу без каких-либо попыток провести различие между горючими и негорючими газами. См. Pruit, Mineral Terms - Some Problems in Their Use and Definition (Термины по полезным ископаемым - некоторые проблемы в их использовании и определении) Rocky Mt. Min. L. Rev. 1, 16 (1966). Природным газом обычно богаты районы, в которых разработка запасов является экономически невыгодной, в связи с отсутствием местного рынка сбыта газа или слишком высокими затратами на переработку и транспортировку газа на удаленные рынки сбыта. Как правило, для хранения и транспортировки природный газ превращают в жидкое состояние в виде сжиженного природного газа (далее СПГ). Основной целью сжижения природного газа является существенное снижение объема газа в соотношении 1/600, что дает возможность хранить и транспортировать сжиженный газ в контейнерах при низком или даже атмосферном давлении. Сжижение природного газа становится еще более важным процессом для обеспечения транспортировки газа от источника поставок до рынка сбыта, в случае, если источник и рынок разделены большим расстоянием, а использование трубопроводного транспорта не практикуется или экономически нецелесообразно. С целью хранения и транспортировки природного газа в жидком состоянии природный газ предпочтительно охладить до температуры от -240F (-151 С) до -260F (-162C), при которой он может находиться в виде жидкости при давлении, близком к атмосферному. Существуют различные способы и/или системы-аналоги для сжижения природного газа или подобные, с помощью которых газ сжижается за счет последовательного прохождения газа при повышенном давлении через многочисленные охлаждающие фазы и охлаждение газа до последовательно более низких температур до момента получения сжиженного продукта. Охлаждение, в общем случае, выполняется с помощью теплообменника с одним или более охладителем, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, азот и метан или их смесь. Охладители обычно располагают каскадным способом для того, чтобы уменьшить точку кипения охладителя. Например, способы по производству СПГ, в общем случае, описаны в патентах США 4445917; 5537827; 6023942; 6041619; 6062041; 6248794, и в заявке Великобритании GB 2357140 А. Рассмотрение данных патентов включено здесь как ссылки на них в полном объеме. Кроме того, охлажденный и герметизированный природный газ может быть расширен до атмосферного давления путем пропускания природного газа через одну или более фазы расширения. В ходе такого расширения до атмосферного давления газ охлаждается до температуры, пригодной для его хранения и транспортировки, с помощью мгновенного испарения по крайней мере части уже сжиженного природного газа. Мгновенные испарения, получаемые на отдельных фазах расширения, в общем случае,собираются и повторно используются для сжижения или сжигаются для получения энергии, используемой на заводе по производству СПГ. Производство СПГ не всегда было экономичным в связи с тем, что криогенные холодильные системы являются энергоемкими и требуют существенных капиталовложений. Кроме того, ведение бизнеса по производству СПГ потребует дополнительных вложений в сложные и дорогостоящие транспортные суда и системы регазификации для того, чтобы потребители СПГ могли перерабатывать продукцию. Альтернативой криогенному сжижению природного газа в СПГ является процесс химического превращения природного газа в жидкие продукты, который называется синтезом углеводородов (далее СУ). Способы получения продуктов СУ можно разделить на две группы: непрямой путь синтез-газа и прямой путь. Непрямой путь синтез-газа включает получение синтез-газа, содержащего водород и углекислый газ, как промежуточный продукт, принимая во внимание, что для достижения цели настоящего изобретения прямой путь должен толковаться как путь, включающий все другие. Список традиционных продуктов СУ включает (но не ограничивается) водород, метанол, уксусную кислоту, олефины, диметиловый эфир, диметоксиметан, полидиметоксиметан, мочевину, аммиак, удобрение и продукты реакции Фишера-Тропша. Реакция Фишера-Тропша производит, главным образом,углеводородные продукты различной длины углеродной цепи, пригодные для получения низкокипящих алканов, бензина-растворителя, дистиллятов, продуктов, пригодных для топлива печей, дизельных двигателей и реактивных самолетов, а также для смазочного масла и сырья на основе воска. Наиболее распространенными способами получения синтез-газа являются парометановое преобразование, автотермическое преобразование, преобразование нагретым газом, неполное окисление и комбинации из вышеперечисленных способов.-1 008240 Парометановое преобразование, в общем случае, вызывает реакцию пара и природного газа при высоких температурах и умеренном давлении поверх катализатора с пониженным содержанием никеля для получения синтез-газа. При автотермическом преобразовании пар, природный газ и кислород обрабатываются в специальной топке, в которой сжигается только часть метана из природного газа. Частичное сжигание природного газа дает тепло, необходимое для управления реакциями преобразования над слоем катализатора, расположенного вблизи горелки. Преобразование нагретым газом включает две реакции или зоны реакции: реактор/зону установки для реформинга нагретого газа и реактор/зону установки для автотермического реформинга. Пар и природный газ питают установку для реформинга нагретого газа, в которой часть природного газа вступает в реакцию поверх катализатора для формирования синтез-газа. Смесь не прореагировавшего природного газа и синтез-газа затем питает установку для автотермического реформинга вместе с кислородом, в которой оставшийся природный газ преобразуется в синтез-газ. Горячий пар синтез-газа, выходящий из установки для автотермического реформинга, затем направляется обратно в установку для реформинга газа для получения теплоты реакции, использующейся в установке для реформинга нагретого газа. При преобразовании неполным окислением, в общем случае, пар, природный газ и кислород обрабатываются в специальной топке, в которой сжигается значительная часть метана при высоких температурах для получения синтез-газа. Вопреки автотермическому преобразованию, в реакторе неполного окисления отсутствует катализатор. Современная технология производства синтез-газа является капиталоемкой. Автотермический способ и способ неполного окисления для получения синтез-газа, в общем случае, требуют использования дорогих установок воздушной сепарации для получения кислорода. С другой стороны, парометановое преобразование не требует производства кислорода. Владельцы запасов газа обнаружили, что существенное увеличение емкости СПГ или СУ установок может повысить экономическую эффективность их строительства. Многие расходы, присущие строительству таких установок, фиксированы или минимальны, и не растут прямо пропорционально их емкости. Однако также было обнаружено, что чем больше производится одного вида продукта в отдельном и часто географически изолированном регионе, тем цена отдельного продукта ниже по сравнению с ценой группы продуктов или всех продуктов, производимых установкой. Интеграция СПГ и СУ установок несет в себе потенциал для производства целого набора продуктов, который может превратить коммерчески нежизнеспособные проекты в жизнеспособные. Несмотря на то, что в настоящее время не построено ни одной интегрированной СПГ/СУ установки, интерес к объединению обеих технологий в единой установке постоянно растет. Например, в статье Gejsel et al., "Synergies Between LNG and GTL Conversion"(Объединение СПГ и СУ преобразований), The 13th International ConferenceExhibition on Liquefied Natural Gas, Seoul, Korea,May 14-17, описаны потенциальные преимущества объединения установки синтеза углеводородов с использованием реакции Фишера-Тропша (использующей комбинированную технологию неполного окисления/парового преобразования синтез-газа) с производством СПГ. Патент США 6248794 похожим образом описывает способ, использующий остаточный газ из установки СУ Фишера-Тропша в виде топлива для холодильной установки на СПГ предприятии. Вместе поданная и находящаяся на рассмотрении в США заявка 10/051425 от 18 января 2002 г.,описывает способ, использующий мгновенно выделяющийся газ из СПГ способа как питающий поток для СУ способа, производящего СУ продукты. Рассмотрение данной заявки включено здесь как ссылка на нее в полном объеме. Приведенные выше ссылки в области интеграции СПГ и СУ технологий направлены на распределение общей инфраструктуры предприятия и получение других преимуществ за счет объединения технологий. Патентная заявка Великобритании GB 2357140 описывает способ интегрированного восстановления природного газоконденсата (ПГК), производство СПГ и метанола. Способ включает две стадии расширения и разделения, обеспечивая возврат энергии, достаточной для облегчения разделения высококипящих природных газоконденсатов (ПГК, таких как этан и более высококипящих углеводородов) из СПГ. Последующий за восстановлением ПГК способ обеспечивает единую, конечную фазу расширения и разделения, на которой осуществляется удаление пара природного газа из СПГ для передачи его на последующую обработку, например для производства метанола. Патент США 6180684 описывает интеграцию производства синтетического топлива и электроэнергии. Наряду с тем, что описываемый здесь способ выполняет разделение углекислых газов, таких как СО 2, из питающего потока, подаваемого в область производства СПГ, получаемый таким образом СО 2 затем направляется на преобразование, которое требует использования кислорода для получения синтезгаза. В настоящее время в СПГ установках коммерческого масштаба используют способы, которые, в общем случае, требуют практически полного удаления углекислых газов, включая CO2, из питающего газового потока. В прошлом CO2, извлекаемый из питающего газового потока, просто выбрасывался в-2 008240 атмосферу. Однако современная озабоченность глобальным потеплением, международные инициативы по снижению парниковых выбросов и другие факторы охраны окружающей среды сделали подобные выбросы CO2 нежелательными. Краткое изложение изобретения Настоящее изобретение направлено на более эффективную интеграцию СПГ и СУ фаз и стадий обработки интегрированного способа, а также обеспечение альтернативного отвода CO2 в атмосферу в ходе производства СПГ. Таким образом, один аспект настоящего изобретения направлен на осуществление интегрированного способа получения СПГ продуктов в производственной зоне СПГ фазы и СУ продуктов, включая метанол, в производственной зоне СУ фазы из природного газа, содержащего углеводороды и CO2. Способ включает следующие стадии: подготовку по крайней мере первой части природного газа для выделения из нее по крайней мере части CO2 и получение питающего потока природного газа с пониженным содержанием CO2 и потока,обогащенного CO2; преобразование питающего потока природного газа в СПГ продукт в СПГ фазе; преобразование второй части природного газа в синтез-газ с помощью парометанового преобразования и вступление в реакцию потока, обогащенного CO2, по крайней мере с частью синтез-газа в СУ фазе для получения метанола. Другой аспект настоящего изобретения направлен на осуществление интегрированного способа получения СПГ продуктов в производственной зоне СПГ фазы и СУ продуктов, включая метанол, в производственной зоне СУ фазы из природного газа, содержащего углеводороды и CO2. Способ включает следующие стадии: подготовку по крайней мере первой части природного газа для выделения из нее по крайней мере части CO2 и получение питающего потока природного газа с пониженным содержанием CO2 и потока,обогащенного CO2; преобразование питающего потока природного газа по крайней мере в один парообразный компонент природного газа и СПГ в СПГ фазе; преобразование по крайней мере одного парообразного компонента природного газа, а возможно и второго компонента в синтез-газ с помощью парометанового преобразования и вступление в реакцию потока, обогащенного CO2, по крайней мере с частью синтез-газа в СУ фазе для получения метанола. Кроме того, в других возможных вариантах дополнительные интеграционные преимущества могут быть получены за счет объединения вышеупомянутой функции использования CO2 с выполнением в СПГ способе по крайней мере двух циклов расширения и разделения, которые следуют за существенным удалением ПГК из охлажденного потока природного газа при производстве СПГ, так как это может дать существенные интеграционные преимущества по сравнению со способом, ограниченным только одним циклом расширения и разделения, что обязательно для условий обработки, необходимых для получения конечного СПГ продукта. В других вариантах также было обнаружено, что направление расширенного пара природного газа для СУ преобразования, когда пар находится в более благоприятных условиях давления и температуры,чем при высоком давлении на стадии расширения и разделения, дает существенную экономию энергии и финансовых ресурсов по сравнению со способами, которые требуют сепаратного оборудования для сжатия и нагревания испарений природного газа, находящихся при давлении, близком к атмосферному и существенно более холодной температуре. В других вариантах также было обнаружено, что выполнение по крайней мере двух циклов расширения и разделения, которые следуют за существенным удалением ПГК из охлажденного потока, позволяет заводскому оператору настраивать и улучшать качество производимого СПГ продукта по сравнению с СПГ продуктом, получаемым в результате одного цикла расширения и разделения, сдерживаемого конечной стадией атмосферного СПГ разделения. Полностью интегрированный способ по настоящему изобретению обеспечивает существенные преимущества по сравнению с известными в данной области знаний решениями, направленными на разделение общей заводской инфраструктуры и оборудования, а также способов, основанных только на одной стадии расширения и разделения при производстве СПГ. Настоящее изобретение обеспечивает более эффективную интеграцию СПГ и СУ фаз и связанных с ними стадий обработки, так как оно использует относительно низкое значение CO2 вентиляционного потока для производства продуктов, имеющих более высокие значения, таких как метанол и его относительных производных, а также изобретение обеспечивает более приемлемую экологическую альтернативу отводу лишнего CO2 в атмосферу в связи с производством СПГ. Настоящее изобретение дополнительно обеспечивает интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который эффективно перемещает негорючие компоненты, такие как азот и гелий, из СПГ-3 008240 фазы и СПГ продукта в СУ фазу и СУ питающий поток, в котором он может быть эффективно обработан. Варианты настоящего изобретения также обеспечивают интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, которые синергически позволяют существенной части охлажденных испарений природного газа или СПГ компонента изентропно или изоэнтальпически расширяться и направляться в СУ фазу для преобразования СУ продуктов, учитывая вышеуказанную потребность рекомпрессии и охлаждения таких материалов, для повторного закачивания их обратно в СПГ холодильную систему, или отсортировывать такой поток в топливо. В то же время, изентропное или изоэнтальпическое расширение автоматически охлаждает разделенные остатки СПГ компонента и, таким образом, обеспечивает синергический эффект СПГ охлаждения, снижающий потребность в дополнительном или внешнем охлаждении. Варианты настоящего изобретения обеспечивают интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который облегчает получение СПГ продукта, содержащего более высокий итоговый молекулярный процент этана и более высокую температуру кипения углеводородов и, таким образом, более высокое содержание энергии. В качестве еще одного преимущества можно выделить процесс удаления этана и углеводородов с повышенной температурой кипения из сырья СУ фазы и увеличение этого материала в продукте СПГ. Преимущество заключается в том, что пониженная концентрация этана и углеводородов с пониженной температурой кипения в сырье СУ фазы снижает требования к предварительной обработке, вплоть до полного исключения такой предварительной обработки. Способ по вариантам настоящего изобретения обеспечивает интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который синергически и более эффективно использует имеющееся давление природного газа, при одновременной минимизации энергетических и финансовых требований к компрессору. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлен интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который включает первое изентропное или изоэнтальпическое расширение, за которым следует стадия разделения для получения первого компонента СПГ, за которым следует второе изентропное или изоэнтальпическое расширение и вторая стадия разделения для получения дополнительного улучшенного СПГ продукта и множества паровых потоков природного газа при различных давлениях, направляемых для СУ преобразования. На фиг. 2 представлен интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который включает первое изентропное или изоэнтальпическое расширение, за которым следует стадия разделения для получения первого компонента СПГ, за которым следует второе изентропное или изоэнтальпическое расширение и вторая стадия разделения, в которых разделенный природный газ с обеих стадий разделения передается на интегрированное сжатие. На фиг. 3 представлен интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который включает первое изентропное или изоэнтальпическое расширение, за которым следует стадия разделения для получения первого компонента СПГ, за которым следует второе изентропное или изоэнтальпическое расширение и вторая стадия разделения, в которых разделенный природный газ с обеих стадий разделения возвращается в теплообменник для предварительного охлаждения природного газа перед соответствующей стадией изентропного или изоэнтальпического расширения и в которых разделенный природный газ с обеих стадий разделения передается на интегрированное сжатие. На фиг. 4 представлен интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который включает первое изентропное или изоэнтальпическое расширение, за которым следует стадия разделения для получения первого компонента СПГ, за которым следует второе изентропное или изоэнтальпическое расширение и вторая стадия разделения, в которых теплопередача между испарениями разделенного природного газа с каждой стадии разделения и природного газа, направляемого на соответствующую стадию изентропного или изоэнтальпического расширения, осуществляется в едином устройстве разделения/охлаждения и в котором разделенный природный газ с обеих стадий разделения/охлаждения передается на интегрированное сжатие. На фиг. 5 представлен интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который включает первое изентропное или изоэнтальпическое расширение, за которым следует стадия разделения для получения первого компонента СПГ, за которым следует второе или третье изентропное или изоэнтальпическое расширение и вторая или третья стадия разделения, в которых теплопередача между испарениями разделенного природного газа с каждой стадии разделения и компонента СПГ продукта, направляемого на соответствующую стадию изентропного или изоэнтальпического расширения, осуществляется в едином устройстве разделения/охлаждения и в котором разделенные испарения природного газа с обеих стадий разделения/охлаждения передаются на интегрированное сжатие. На фиг. 6 представлена схема соответствующей СУ фазы интегрированного способа получения СПГ и СУ продуктов, которая использует непрямой путь синтез-газа для получения метанола, диметилового эфира, диметоксиметана, водорода, углекислого газа и/или продуктов реакции Фишера-Тропша. На фиг. 7 представлена диаграмма упрощенного способа получения СПГ и СУ продуктов, в котором питающий СПГ фазу поток природного газа предварительно обрабатывается для выделения CO2 в-4 008240 виде практически чистого потока CO2 перед получением СПГ продуктов, а полученный CO2 направляется в СУ фазу (содержащую, например, метанольную установку), в которой CO2 используется для получения СУ продуктов, содержащих метанол. Мгновенно выделяющийся газ, получаемый во время сжижения природного газа в СПГ фазе, также направляется в СУ фазу, в которой мгновенно выделяющийся газ используется для получения синтез-газа с помощью парометанового преобразования. Полученный синтез-газ вступает в реакцию с CO2 для получения метанола. На фиг. 8 представлена диаграмма, иллюстрирующая СУ фазу, направленную специально на получение метанола в соответствии с настоящим изобретением. Подробное описание изобретения Настоящее изобретение описывает интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов из природного газа в терминах, определенных выше. Рассматриваемый здесь природный газ, в общем случае, содержит по крайней мере 50 мол.% метана, предпочтительнее по крайней мере 75 мол.% метана, а самым предпочтительным вариантом для получения лучших результатов является содержание метана,равное 90 мол.%. Материальный баланс природного газа, в общем случае, включает и другие горючие углеводороды, такие как (список не исчерпывающий) малое количество этана, пропана, бутана, пентана,и более тяжелые углеводородные и негорючие компоненты, такие как углекислый газ, сероводород, гелий и азот. Присутствие в природном газе тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутан, пентан, и углеводородов, у которых температура точки кипения выше, чем у пропана, в общем случае, уменьшается на стадии парожидкостного разделения. Углеводороды, у которых температура точки кипения выше, чем у пентана или гексана, в общем случае, направляются в неочищенную нефть. Углеводороды, имеющие в основном температуру кипения выше, чем температура точки кипения этана и ниже точки кипения пентана или гексана, в общем случае, удаляются и считаются жидкостями природного газа или ЖПГ. Способ обработки природного газа в соответствии со стадиями настоящего изобретения нацелен на производство СПГ и СУ продуктов, не требуя дополнительных стадий обработки по удалению ЖПГ. Для большинства потребителей желательно минимизировать присутствие негорючих и загрязняющих веществ в СПГ, таких как углекислый газ, гелий, сероводород и сульфид азота. В зависимости от качества природного газа из конкретного хранилища (который может содержать от 50 до 70% углекислого газа), природный газ может быть предварительно обработан на оборудовании для обработки природного газа с целью удаления указанных выше компонентов или может напрямую передаваться на интегрированное оборудование для предварительной обработки перед производством СПГ и СУ продуктов. Характеристикой данного изобретения является использование углекислого газа в составе природного газа как средства интеграции СПГ способа с СУ способом, в котором CO2 используется для получения метанола, в общем случае, известными способами синтеза, а получаемый таким способом метанол в дальнейшем может быть преобразован известными способами в любую из большого числа разновидностей производных метанола, таких как диметиловый эфир, уксусная кислота, формальдегид и олефины. Таким образом, питающий СПГ фазу поток природного газа предварительно обрабатывается перед сжижением в СПГ фазе с целью выделения CO2 для использования в СУ фазе, как будет описано ниже. Предпочтительный СПГ продукт в соответствии с настоящим изобретением в общем случае содержит менее 2 мол.% азота, а предпочтительнее менее 1 мол.% азота; менее 1 мол.%, а предпочтительнее менее 0.5 мол.% гелия; менее 3 мол.%, а предпочтительнее менее 1.5 мол.% азота и гелия и менее 12 мол.% этана и углеводородов с более высокой температурой точки кипения, а предпочтительнее менее 4 мол.% этана и углеводородов с более высокой температурой точки кипения. Общее количество тепла, требуемое для получения СПГ продуктов, в соответствии с настоящим изобретением, в общем случае, находится в диапазоне от 1000 Btu/scf (где далее Btu - Британская тепловая единица; scf - стандартный кубический фут) до 1100 Btu/scf. Однако при больших количествах этана и более высоких углеводородов, оставшихся и/или добавленных, общее количество тепла, требуемое для получения СПГ продуктов, может иметь повышенное значение, такое как 1500 Btu/scf, а более реально в диапазоне от 1200 до 1400 Btu/scf. В зависимости от географического положения рынка сбыта, способ по данному изобретению может быть использован для синергического улучшения значения тепла, требуемого для СПГ продукта, за счет концентрации существенного количества этана и углеводородов в СПГ продукте с более высокой температурой точки кипения. Получаемый в таком варианте настоящего изобретения СПГ продукт может осуществить повышение общего значения тепла, равного 7,7 Btu/scf на каждый молярный процент увеличения концентрации этана над метаном; 15,2 Btu/scf на каждый молярный процент увеличения концентрации пропана над метаном и 22,5 Btu/scf на каждый молярный процент увеличения концентрации бутана над метаном. Также было обнаружено, что СПГ продукт, получаемый в соответствии с настоящим изобретением, может повысить общее значение тепла, равного 11 Btu/scf на каждый молярный процент увеличения концентрации метана над негорючими веществами.-5 008240 Природный газ, в общем случае, бывает доступным или транспортируется при повышенном давлении, равном 2800 psig (фунт на кв.дюйм), чаще при давлении в диапазоне от 100 до 1400 psig, а самым распространенным диапазоном давления является диапазон от 400 до 1200 psig. Температура природного газа зависит от его источника. В случае, когда природный газ поступает из трубопровода, его температура будет примерно равна окружающим условиям, например, от 0 до 120F. Если условия природного газа измеряются вблизи транспортного устройства, такого как компрессор природного газа, выпускное отверстие и оборудование постсжатия могут диктовать или негативно влиять на температуру и давление питающего потока природного газа. Стадии предварительной обработки, используемые в настоящем изобретении, в общем случае, начинаются с общеизвестных стадий, связанных с СПГ и СУ производством, включая, но, не ограничивая,удаление кислых газов (таких как H2S и CO2), меркаптанов, ртути и влаги из потока природного газа. Кислые газы и меркаптаны обычно удаляются с помощью сорбционного процесса, использующего водный аминосодержащий раствор или другие известные виды физических или химических растворителей. Эта стадия в общем случае осуществляется ниже всех основных стадий охлаждения природного газа. Существенная часть воды, в общем случае, удаляется в виде жидкости в течение двух фаз парожидкостного разделения, перед или после охлаждения на нижнем уровне, с последующей обработкой через молекулярное сито для удаления ничтожных количеств воды. Стадии удаления воды, в общем случае, происходят выше по направлению потока любого изентропного или изоэнтальпического расширения. Ртуть удаляется с помощью сорбирующих ртуть слоев. Остаточные количества воды и кислых газов, как правило, удаляются с помощью специально подобранных сорбирующих слоев, таких как регенерируемые молекулярные сита. Такие специально подобранные сорбирующие слои также, в общем случае, располагаются выше по направлению потока основных стадий охлаждения природного газа. Предпочтительнее, чтобы предварительная обработка природного газа в результате давала питающий поток природного газа для СПГ фазы, имеющий содержание CO2 менее 0,1 мол.%, а более предпочтительным является содержание CO2 менее 0,01 мол.%, исходя из общего объема питающего потока. В соответствии с изобретением желательно приготавливать обогащенный CO2 поток для использования в СУ фазе способа, в котором обогащенный CO2 поток содержит минимальное количество других загрязняющих веществ, таких как H2S, меркаптанов и других серосодержащих составляющих. Как известно специалистам в данной области знаний, для селективного удаления CO2 из потока природного газа может быть использован ингибированный аминовый раствор, но не для удаления H2S.H2S может быть удален на последующем этапе. Также желательно использовать защитный слой (такой как ZnO защитный слой) для удаления любых оставшихся остатков серосодержащих составляющих в обогащенном CO2 потоке перед питанием потока в точках СУ фазы, таких как верхний реактор предварительного реформинга или реактор реформинга. Такие реакторы, как правило, используют никелевые катализаторы, которые чувствительны к отравлению с помощью серосодержащих составляющих, таких как H2S. Было обнаружено, что полная интеграция СПГ и СУ концепций, в соответствии с настоящим изобретением, может в некоторых вариантах осуществления также создавать преимущество на стадии удаления воды. Было обнаружено, что существенное уменьшение содержания воды в природном газе перед по крайней мере одной стадией изентропного или изоэнтальпического расширения, как будет изложено ниже, может привести к результату, когда питающий СУ фазу поток будет содержать меньше воды. Меньшая концентрация воды в потоке природного газа, питающего СУ стадии обработки, приводит в результате к существенному улучшению отношения водорода к одноокиси углерода в синтез-газе. Поддержание конкретного значения стехиометрического отношения водорода к одноокиси углерода в синтез-газе дает преимущество, выражающееся в оптимальном преобразовании синтез-газа в продукты,пользующиеся спросом на рынке. Например, предпочтительное отношение водорода к одноокиси углерода, в общем случае, выше для преобразования синтез-газа в водород, чем должно быть для продуктов,получаемых в результате реакции Фишера-Тропша. СПГ фаза. В общем случае, СПГ фаза, используемая в ходе осуществления настоящего изобретения, может включать любую разновидность СПГ способа, а в некоторых вариантах, приведенных ниже, желательно использовать СПГ способ, при котором получают мгновенно выделяющийся газ, т.е. парообразный компонент природного газа, во время описываемого здесь способа обработки природного газа. Например,способы получения СПГ описаны в патентах США 4445917; 5537827; 6023942; 6041619; 6062041; 6248794 и в заявке Великобритании GB 2356140 А. После стадий предварительной обработки способ по настоящему изобретению в дополнительных вариантах интегрирует СУ способ непосредственно со способом производства СПГ. Хотя изобретение должно рассматриваться более широко, как интеграция любого СПГ способа с СУ способом, в котором получают метанол и другие СУ продукты, предпочтительно использовать СПГ способ как рассмотрено ниже, когда углеводородный мгновенно выделяющийся газ, получаемый на последующих стадиях охлаждения, повторно возвращается и используется, по меньшей мере частично, для получения синтез-газа в СУ способе.-6 008240 В предпочтительных вариантах, которые представлены на фиг. 1-5, предварительно обработанный природный газ и/или комбинация предварительно обработанного и необработанного природного газа 1 направляется на стадию охлаждения 2 или на последовательность стадий охлаждения 2, которая может включать одну или более стадий охлаждения, нацеленных на последовательное снижение температуры. В качестве охлаждающих потоков 3 могут использоваться любые пригодные охладители или комбинации охладителей. Например, за счет своей доступности и цены предпочтительными охладителями являются аммиак, пропан, пропилен, этан, этилен, метан и другие газообразные при обычных условиях материалы или их смеси, которые подверглись сжатию и охлаждению для сжижения. Охладители также могут быть задействованы в открытой цикличной конфигурации, в которой осуществляется очень тесный контакт между охладителем и рабочим потоком. Когда на стадии охлаждения 2 используется более чем один охлаждающий поток, охладитель, используемый на более поздних стадиях охлаждения, в общем случае, имеет более низкую температуру точки кипения, нежели охладитель, используемый на ранних стадиях охлаждения 2. В предпочтительном варианте пропан используется в качестве первого охладителя, а этан или этилен используются в качестве последующих охладителей. Более предпочтительно, когда пропан используется в качестве первого охладителя, а этилен используется в качестве последующего охладителя. В одном варианте изобретения, представленном на фиг. 1 и 2, охлажденный природный газ 8 изэнтропно или изоэнтальпически расширяется по ширине расширительного устройства 9, чтобы понизить давление в потоке природного газа 8 и автоматически охладить поток природного газа до более низкой температуры потока природного газа 10. Устройство, пригодное для изоэнтальпического расширения природного газа в соответствии с настоящим изобретением, в общем случае, включает, но не ограничено, ручные или автоматически активизируемые дросселирующие (расширительные) устройства,такие как клапана, распределительные клапана, клапана Джоуля-Томсона, трубки Вентури и им подобные. Устройство, предпочтительное для изоэнтальпического расширения природного газа, представляет собой автоматически активизируемые распределительные клапана или клапана Джоуля-Томсона. Устройство, пригодное для изентропного расширения природного газа в соответствии с настоящим изобретением, в общем случае, включает такое оборудование, как экспандеры или турбоэкспандеры, которые извлекают или получают работу от такого расширения. В то время как изентропный расширитель показан на фиг. 1-5 в виде клапана, такое изображение надо толковать как включающее в себя устройство, описанное выше для обоих способов изентропного или изоэнтальпического расширения. Изоэнтальпическое или изэнтропическое расширение может проводиться в полностью жидкой фазе, полностью парообразной фазе, смешанной фазе или может проводиться так, чтобы облегчать смену фаз из жидкой в парообразную. Рассматриваемые здесь изоэнтальпическое или изэнтропическое расширения могут контролироваться для поддержания постоянного перепада давления или понижения температуры в пределах расширительного устройства, могут функционировать для поддержания СПГ продукта или свойств питающей СУ смеси или функционировать гидравлически для получения достаточного давления с тем, чтобы направить поток для использования ниже по течению потока. Когда при таком изоэнтальпическом или изэнтропическом расширении контролируется перепад давления, подходящий перепад давления или диапазон снижения будет расширен примерно с 5 до 800psig, предпочтительнее от 15 psig примерно до 650 psig, а самым предпочтительным вариантом для получения лучших результатов является диапазон от примерно 30 до 300 psig. Когда при расширении контролируется постоянное снижение температуры, подходящий диапазон будет расширен примерно с 0,5 до 150F, предпочтительнее от примерно 3 до 85F, а самым предпочтительным вариантом для получения лучших результатов является диапазон от примерно 10 до 50F. Как показано на фиг. 1-3, поток природного газа с пониженной температурой 10 со стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения, в общем случае, направляется на устройство разделения 11 А для сепарации и выпаривания природного газа из сжиженной части природного газа. Сжиженная часть природного газа в настоящем изобретении может также обозначаться как СПГ компонент, потому что, в общем случае, она имеет схожий состав с конечным СПГ продуктом, но возможно присутствие определенного количества низкокипящих негорючих компонентов, которые впоследствии могут быть удалены способом по настоящему изобретению. Однако СПГ компонент может не присутствовать при температурных условиях и при давлении, при которых он находится в жидком состоянии при давлении, близком к атмосферному давлению, что обычно отличает просто СПГ от СПГ продукта. Устройство разделения может быть выполнено в виде испарительного барабана с одной стадией или может включать множество стадий разделения для лучшей сепарации между составными частями охлажденных потоков испарений компонентов природного газа 13 А, 13 В и 13 С и компонентов СПГ 19,19 А и 19 В, показанных на фиг. 1-5. Подходящее устройство парожидкостного разделения для выполнения множества стадий разделения может включать колонну перегонки, которая может включать, а может и не включать, ребойлер, холодильник или оросительный дефлегматор. В зависимости от конфигурации интегрирующего устройства изоэнтальпического или изэнтропического расширения с сепаратором, а также используемую форму сепаратора, стадия изоэнтальпического или изэнтропического расширения может контролироваться с целью поддержания качества СПГ продук-7 008240 тов в потоке 24 фиг. 1-5. В общем случае, степень изоэнтальпического или изэнтропического расширения может контролироваться с целью уменьшения содержания негорючих составляющих в СПГ путем выпаривания большинства этих компонентов и их разделения на потоки природного газа 13 А и 13 В, содержащих парообразные компоненты (см. фиг. 1-5). Стадия изоэнтальпического или изэнтропического расширения может также контролироваться с целью поддержания индивидуального молекулярного процентного содержания этана и более высококипящих углеводородов или для поддержания индивидуальной теплотворной способности СПГ продукта, как это было описано выше. Кроме того, стадия изоэнтальпического или изэнтропического расширения может контролироваться для того, чтобы позволить осуществить стадию разделения при более высоком давлении, достаточном для передачи парообразных компонентов природного газа в систему конечного использования. Устройства разделения, работающие при давлении, близком к атмосферному (такие, которые известны специалистам в данной области знаний), и передающие парообразные компоненты в систему конечного использования, имеющие давление в 300 psia, требуют коэффициент сжатия выше 20 для того,чтобы переместить эти компоненты в систему конечного использования, что требует существенных капитальных и операционных ресурсов. По этой причине увеличенное давление потоков парообразного компонента природного газа и компонента СПГ, выходящих с первой стадии расширения/разделения, в общем случае, превышает норму примерно на 75 psia, предпочтительно на 125 psia, a самым предпочтительным вариантом для получения лучших результатов является превышение давления на 175 psia. В другом варианте, который более детально представлен на фиг. 3, холодный парообразный компонент потока природного газа 13 А может быть возвращен на противоположную сторону теплообменника 7 для дополнительного охлаждения потока природного газа 4. Еще в одном варианте настоящего изобретения, который более детально представлен на фиг. 4 и 5, дополнительная стадия охлаждения и разделения может быть интегрирована в едином устройстве 12 А. Охлажденный парообразный компонент потока природного газа 13 А перед выходом из сепаратора 12 А может быть использован для дополнительного охлаждения потока природного газа 10 внутри самого сепаратора. Охлаждение может быть выполнено в одном направлении или в противотоке, охлажденным потоком парообразного компонента природного газа 13 А, текущим в теплообменной связи с противостоящим потоком природного газа 10 из впускного отверстия. Для получения лучших результатов теплообменник работает в режиме противотока. Пригодное для реализации такой функции устройство включает монолитные, пластинчатые, трубчатые или другие элементы теплообмена для передачи тепла, но не массы. В вариантах, представленных на фиг. 1-5, настоящее изобретение содержит по крайней мере два,предпочтительнее три стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения, объединенных для лучшего результата со стадиями разделения. Например, на фиг. 1-3 изображено первое устройство изоэнтальпического или изэнтропического расширения 9 для расширения охлажденного природного газа из трубопровода 8 и направления расширенного и дополнительно охлажденного природного газа в трубопровод 10. Дополнительно охлажденный природный газ 10 после этого разделяется на охлажденный поток парообразного компонента природного газа 13 А и первый СПГ компонент 19, после чего первый компонент 19 снова подвергается расширению в устройстве изоэнтальпического или изэнтропического расширения 21. Дважды расширенный СПГ компонент разделяется на второй охлажденный поток парообразного компонента природного газа 13 В и второй СПГ компонент 24. На фиг. 3 представлены последующие дополнительные стадии охлаждения 7 и 20 для использования первого и второго охлажденных потоков парообразного компонента природного газа 13 А и 13 В для дополнительного охлаждения соответственно первого СПГ компонента 19 и второго СПГ компонента 24. В вариантах настоящего изобретения, представленных на фиг. 4 и 5, осуществляют многократное разделение и вторичные стадии охлаждения в едином устройстве. Например, на фиг. 4 и 5 представлено устройство для первого изоэнтальпического или изэнтропического расширения 9, за которым следует интегрированное устройство разделения и охлаждения 12 А для получения охлажденного потока парообразного компонента природного газа 13 А и первого СПГ компонента 19 или 19 А. Первый СПГ компонент 19 или 19 А снова подвергается расширению во втором устройстве изоэнтальпического или изэнтропического расширения 21 или 21 А, и направляется во второе интегрированное устройство разделения и охлаждения 12 В для получения второго охлажденного потока парообразного компонента природного газа 13 В и второго охлажденного СПГ компонента 24 (фиг. 4) и 19 В (фиг. 5). На фиг. 5 второй охлажденный СПГ компонент 19 В подвергается расширению в третий раз в третьем устройстве изоэнтальпического или изэнтропического расширения 12 С для получения охлажденного парообразного потока компонента природного газа 13 С и третьего охлажденного СПГ продукта 24. Многократные стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения с последующими стадиями разделения обеспечивают существенные преимущества по сравнению с одиночным изоэнтальпическим или изэнтропическим расширением с последующим одним разделением. Многократные стадии разделения, которые предусмотрены на фиг. 1-5, улучшают разделение охлажденного потока парообразного компонента природного газа от охлажденного СПГ компонента и СПГ продукта. Например, одиночные стадии расширения и разделения в виде мгновенной одиночной стадии обеспечивают только одну теоретическую стадию разделения, которая может обеспечить, а может и не-8 008240 обеспечить, адекватное и желательное разделение. Более нежелательным, однако, является то, что одиночные стадии расширения и разделения должны выполняться при атмосферном давлении и очень низкой температуре для того, чтобы на этом этапе разделения получался СПГ продукт. Выполнение по крайней мере двух стадий расширения и разделения позволяет выполнять первую стадию при повышенном давлении, получая тем самым возможность реализации более тонкой, точной и более гибкой сепарации негорючих компонентов и питающего СУ фазу потока из потока СПГ компонента или СПГ продукта. Кроме того, такое повышенное давление и более точное разделение могут осуществляться при более высокой и более легко достижимой температуре. По крайней мере две, а предпочтительнее три стадии расширения и разделения также выполняются в связи с тем, что охлажденный парообразный компонент природного газа можно получить при более предпочтительном давлении в линии нагнетания, таким образом снижая общие энергетические требования и стоимость оборудования при интеграции СПГ и СУ установок. Промежуточное или конечное использование разделенного охлажденного парообразного компонента природного газа в пределах, когда поток или его фракции доступны при различных условиях композиций или способов, включает охлаждение и обратную рециркуляцию в производство СПГ (на одной или нескольких точках вдоль последовательности СПГ охлаждения), продувку в факел сжигания газа, или использование в качестве внутреннего топлива для газовых турбин, парометановых реформинг-установок, установок с комбинированным циклом, или топлива для печей, таких как сопутствующих нагревателей в установках гидрокрекинга для обработки СУ продуктов с помощью реакции Фишера-Тропша. Что касается преимуществ гибкости регулирования давления в линии нагнетания разделенного парообразного компонента природного газа, на фиг. 1-4 изображен способ, имеющий две последовательных стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения и разделения. На каждой первой стадии разделения, 11 А или 12 А, в зависимости от обстоятельств охлажденный поток парообразного компонента природного газа 13 А обеспечивает более высокое давление, чем поток охлажденных испарений природного газа 13 В, получаемого на стадии второго разделения. Каждый из этих разделенных и охлажденных потоков парообразных компонентов природного газа 13 А и 13 В без сжатия может передаваться в точку подключения к питающей линии с учетом специфики потребления и давления. Например, устройство разделения высокого давления 11 А или 12 А на фиг. 1-4, в общем случае,разделяет поток парообразного компонента природного газа 13 А, содержащего более высокую концентрацию негорючих составляющих, нежели устройства разделения низкого давления 11 В, 12 В и 12 С соответственно. Этот поток парообразного компонента природного газа 13 А, обогащенный негорючими составляющими, предпочтительнее направить в точку подключения к питающей линии топлива или сырья для СУ, чем обратно в производство СПГ. Как будет показано ниже, увеличение подачи негорючих компонентов в интегрированную установку СУ, в общем случае, способствует возможности этим негорючим компонентам оставаться в СПГ продукте. Кроме того, разнообразные точки подключения к питающей линии или местоположения подачи питания в интегрированную СПГ и СУ установку может потребовать, в зависимости от обстоятельств, более высокого или низкого давления. Например, устройство разделения высокого давления 11 А или 12 А на фиг. 1-4 может совместно обеспечить охлажденный парообразный компонент природного газа 18 достаточным давлением с тем, чтобы компенсировать требования к мощности СУ питающего потока или полностью исключить потребность в компрессоре разделения СУ питающего потока. Устройство разделения низкого давления 11 В или 12 В на фиг. 1-4 может обеспечить достаточное давление для передачи потока охлажденного парообразного компонента природного газа в точку подключения к питающей линии, такой как печь, компрессор холодильной машины или СУ топливо. Кроме того, компрессионные источники 15 А и 15 В обеспечивают дополнительную возможность воздействия высокого давления на сжатые парообразные компоненты природного газа 16 и 25, питающий СУ поток или на охлаждение и повторное использование СПГ компонентов или продукта. С точки зрения оператора, охлажденные парообразные компоненты природного газа, доступные при любом из нескольких значений давления, обеспечивают гибкость в выборе оптимального давления для СУ фазы. На фиг. 5 представлен способ, включающий три интегрированных последовательных стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения и разделения. При способе, воплощенном на фиг. 5,достигается большинство преимуществ, изложенных для двух интегрированных этапов, в дополнение к выполнению третьей стадии изоэнтальпического или изэнтропического расширения и по крайней мере одной дополнительной теоретической стадии разделения. Способы, представленные на фиг. 2, 4 и 5, отображают дополнительное взаимодействие за счет объединения стадий сжатия, выполняемых компрессорами или стадиями сжатия 15 А, 15 В и 15 С внутри объединенных устройств, имеющих общее оборудование и другие взаимосвязанные элементы инфраструктуры предприятия, и разгрузки в общую систему сжатого газа. Например, стадии обработки, выполняемые устройствами 15 А и 15 В на фиг. 2 и 4, и устройства 15 А, 15 В и 15 С на фиг. 5 могут быть выполнены различным числом стадий в одном интегрированном устройстве или в различных местоположениях вдоль одиночной стадии того же устройства. В другом варианте устройства 15 А и 15 В на фиг. 2 и 4 и устройства 15 А, 15 В и 15 С на фиг. 5 могут быть интегрированы со стадиями изэнтропического-9 008240 расширения 9 и 21 на фиг. 1-4 и стадиями 9, 21 А и 21 В на фиг. 5. Кроме того, отметим преимущества в части капитальных и текущих затрат, сопровождающих объединение многочисленных стадий сжатия в едином устройстве, такие как гарантированная постоянная загрузка оборудования, что в результате повышает надежность. Способы, представленные на фиг. 4 и 5, дополнительно иллюстрируют возможности сжатия охлажденных парообразных компонентов природного газа 13 А, 13 В и 13 С в компрессорах 15 А, 15 В и 15 С охлаждения сжатого парообразного компонента природного газа 16 А в устройстве теплообмена 17 и повторной обработки части охлажденного парообразного компонента природного газа 18 в СПГ способе либо до стадии теплообмена 2 через трубопровод 18 А, либо до стадии теплообмена 5 через трубопровод 18 В. В другом варианте, представленном на фиг. 4 и 5, часть сжатого парообразного компонента природного газа 18 С, в зависимости от обстоятельств, может быть направлена в устройства разделения высокого давления 12 А, 12 В и/или 12 С для того, чтобы получить дополнительно охлажденные потоки 18D,18 Е и 18F, для возвращения их для охлаждения потока природного газа 8 выше по течению устройства изоэнтальпического или изэнтропического расширения 9. В предпочтительном варианте изобретения поток 18 может быть исключен за счет направления всей разгрузки компрессора 15 А в поток 25. Таким образом, пропускная способность технологической цепочки СПГ, при других обстоятельствах затрачиваемая либо на поток 18 А, либо на поток 18 В, может быть заменена дополнительным питающим потоком природного газа, что позволит достичь более высокой производительности внутри СПГ фазы без существенных изменений потребляемой мощности. Более того, в данном варианте изобретения может быть получено дополнительное преимущество в результате того, что поток 25 не потребует столь высокого давления (в зависимости от того, куда он будет направлен: в СУ фазу, топливо и т.п.), какое потребуется для повторной обработки этого потока в технологической цепочке СПГ через потоки 18 А и 18 В. Это преимущество, проявляющееся за счет более низких требований к мощности компрессора 15 А, снижает требования к потребляемой мощности для метанового цикла, что в результате приводит к увеличению производства СПГ продукта при фиксированной потребляемой мощности установки. Интегрированный способ по настоящему изобретению, как показано в вариантах на фиг. 1-5, совместно обеспечивает возможность оптимального управления теплопередачей, требованиями к компрессору и другому энергетическому оборудованию и критериями качества продукции как для СПГ, так и для СУ производства. СУ фаза. Пригодное питание (сырье) из СПГ фазы интегрированного способа, направляемое в СУ фазу, может, в общем случае, подаваться через поток 18 (фиг. 1-5), поток 25 (фиг. 1-5), поток 26 (фиг. 1-5), поток 16 (фиг. 1) и поток 27 (фиг. 5). Предпочтительным питанием являются потоки 18, 25 и 26, среди которых наиболее предпочтительными для получения лучших результатов являются потоки 18 и 26. Пригодное питание или предпочтительные потоки могут направляться в разные точки вдоль пространства СУ фазы или могут быть объединены и направлены в СУ фазу в единой точке. В рамках настоящего обсуждения и фиг. 6, сырье (питание) СУ фазы 30 должно толковаться в значении одного или всех потоков: потока 18(фиг. 1-5), потока 25 (фиг. 1-5), потока 26 (фиг. 1-5), потока 16 (фиг. 1) и/или потока 27 (фиг. 5). Предпочтительное сырье для СУ фазы неожиданно может содержать более высокий молекулярный процент негорючих компонентов и углеводороды с более низким молекулярным весом, чем содержится в питающем потоке природного газа для СПГ установки или чем обычно присутствует в сырье для СУ. Было обнаружено, что увеличение подачи таких компонентов из СПГ продукта в СУ сырье может дать несколько преимуществ по сравнению с установками первого поколения, описанными в прототипе. Среди этих преимуществ следует отметить улучшение качества СПГ продукта, имеющего более низкий молекулярный процент негорючих компонентов по сравнению с обычными не интегрированными СПГ установками. В дополнение к преимуществу, связанному с повышением качества конечного продукта, пониженное присутствие негорючих компонентов в СПГ продукте уменьшает проблемы, связанные с хранением СПГ продукта, содержащего компоненты легче, чем метан, и подлежащие выпуску или обратному возвращению и уничтожению. Выпуск и уничтожение негорючих компонентов из хранилища неизбежно уничтожает или разрушает СПГ продукт вместе с негорючими компонентами. Более того, нежелательная повторная обработка легких, негорючих компонентов, таких как поток 18 на фиг. 4 и 5, будет снижать молекулярный вес потоков 10 и 19 на фиг. 4 и потоков 10, 19 А и 19 В на фиг. 5 и, таким образом, потребует более низкой температуры охлаждения и температуры производства и больших энергозатрат для сжижения. Эти более легкие потоки в результате приведут к дополнительному выпуску через потоки 13 А, 13 В и 13 С на фиг. 1 и 5, приводящие к существенному внутреннему увеличению объема повторной обработки и существенно более высоким производственным затратам в расчете на единицу объема СПГ продукта. На фиг. 6 представлена подходящая СУ фаза интегрированного способа по настоящему изобретению, использующая непрямой маршрут синтез-газа для получения метанола, и, как опцию, один или бо- 10008240 лее дополнительных СУ продуктов, выбираемых из деметилового эфира, диметоксиметана и/или продуктов реакции Фишера-Тропша. СУ фаза, в соответствии с фиг. 6, показывает, что изобретение также может быть сконфигурировано для производства водорода и углекислого газа. На фиг. 6 часть сырьевого потока СУ фазы 31, если она пополняется соответствующим предварительно обработанным потоком природного газа (который может содержать в себе CO2), направляется в теплообменник с предварительным подогревом 33 для предварительного подогрева СУ питающего потока до условий предварительного преобразования. Поток из теплового источника 34 для теплообменника с предварительным подогревом 33, в общем случае, производится с помощью питающего/выводящего теплообмена с горячим отводом, который получают из нисходящих этапов обработки. Однако насыщенный или перегретый поток также может быть использован для предварительного подогрева. Поток 35 из выпускного отверстия теплообменника с предварительным подогревом может пополняться за счет части или дополнительной части сырьевого потока 36 СУ фазы, для формирования потока предварительно преобразованного сырья 37 перед вводом его на стадию предварительного преобразования 38. Стадия предварительного преобразования 38 выполняется так, чтобы повысить качество СУ сырья за счет преобразования этана и углеводородов с более высокой температурой точки кипения в синтез-газ (и, в меньшей степени, метан). Подходящие катализаторы для реакции предварительного преобразования, в общем случае, содержат высокоактивный никельсодержащий катализатор. Чрезмерное количество углеводородов с более высокой температурой точки кипения, проходящих в установку реформинга синтез-газа или производственную секцию, в результате может привести к образованию коксовых примесей, вызывая, таким образом, образование сажи (копоти), коксовые отложения на слое катализатора или трубы, и снижение активности катализатора. Выводящий поток из установки предварительного преобразования 39 выходит из установки 38, где он может быть пополнен частью или дополнительной частью питающего потока СУ сырья 40 для формирования питающего потока реформинг-установки 41. Питающий реформинг-установку поток 41 направляется в теплообменник с предварительным подогревом 42 для предварительного подогрева подогретого питающего потока реформинг-установки 43 так, чтобы компенсировать нагревательные потребности печи 44. Печь 44 предусмотрена для предварительного подогрева питающего реформингустановку 45 потока до условий преобразования синтез-газа. Поток 48 теплового источника для теплообменника с предварительным подогревом 42, в общем случае, предусмотрен за счет питающего/выводящего теплообмена продуктов реакции преобразования, несмотря на то, что насыщенный и перегретый поток может также быть использован для предварительного подогрева. Печь или огневой нагреватель 44 обеспечивает достаточное количество энергии для питающего потока реформинг-установки 45 с тем, чтобы поддерживать условия оптимальной температуры для выбранной стадии 47 технологии преобразования природного газа. Подходящая технология преобразования и подходящие стадии преобразования природного газа в общем случае включают парометановое преобразование, так как с помощью такого преобразования можно получить относительно высокое молярное отношение водорода к оксиду углерода, которое можно эффективно использовать в производстве метанола. Парометановое преобразование, в общем случае, предполагает реакцию пара и природного газа при высокой температуре и умеренном давлении поверх никельсодержащего катализатора для того, чтобы получить синтез-газ. В месте, где стадия преобразования синтез-газа 47 использует технологию преобразования потока, поток 46 А, содержащий пар или воду, и поток 43 подогреваются в печи 44 так, чтобы обеспечить температуру реакции преобразования, измеряемую на выпускном отверстии реактора, в общем случае, при температуре выше 500F, предпочтительнее в диапазоне от 1000 до 2000F, а более предпочтительно для получения наилучших результатов в диапазоне от 1500 до 1900F. Давление пара для реакции в реформиг-установке 47, в общем случае, поддерживается между 50 и 1000 psig, предпочтительнее в диапазоне от 150 до 800 psig, а более предпочтительно для получения наилучших результатов в диапазоне от 250 до 600 psig. Выходящий поток из стадии 47 преобразования синтез-газа, в общем случае, содержит водород и угарный газ с меньшим количеством углекислого газа, пара, метана и негорючих компонентов. Диапазон молярного отношения водорода, угарного газа и углекислого газа, в общем случае, подбирается так, чтобы наиболее эффективно производить продукты в нижнем течении отдельной СУ фазы. Для продуктов реакции Фишера-Тропша молярное отношение водорода и угарного газа, в общем случае, будет находиться в диапазоне от 1,5 до 2,5, более предпочтительно в диапазоне от 2,0 до 2,1. Для производства метанола, диметилового эфира или диметоксиметана молярное отношение водород-углекислый газ к угарный газ+углекислый газ, в общем случае, будет находиться в диапазоне от 1,5 до 2,5, более предпочтительно в диапазоне от 2,0 до 2,1 для получения наилучших результатов. На фиг. 6 выходящий поток 48 стадии 47 преобразования синтез-газа используется в теплообменнике 42 для предварительного нагрева реформинг-установки, в результате чего охлажденный поток 49,который все еще может быть слишком горячим для предполагаемой стадии преобразования ниже по течению. Поток 49 дополнительно охлаждается в теплообменнике 50 для получения охлажденного потока синтез-газа 52, пригодного для преобразования ниже по течению. Поток 49 может быть охлажден с по- 11008240 мощью питающего/выводящего теплообмена или может быть использован для производства или для перегрева потока или для разумного питания водой 51 нагревательного котла. СУ продукты, которые получают из побочного пути синтез-газа включают, но не ограничиваются,следующие продукты: метанол, диметиловый эфир, диметоксиметан, полидиметоксиметан, мочевину,аммиак, удобрение и продукты реакции Фишера-Тропша. Реакция Фишера-Тропша производит продукты с различной длиной углеводородной цепи, полезные для производства низкокипящих алканов, бензина-растворителя, дистиллятов, полезных для топлива дизельных и реактивных двигателей и для печного топлива, а также смазочного масла и сырья на основе воска. На фиг. 6 показан интегрированный способ по настоящему изобретению с возможным вариантом получения любого или всех компонентов, включая углекислый газ, водород, метанол, диметиловый эфир, диметоксиметан, и продукты реакции Фишера-Тропша, включая легкие углеводороды, бензинрастворитель, дистилляты, полезные для топлива дизельных и реактивных двигателей и для печного топлива, а также смазочного масла и сырья на основе воска. Поток синтез-газа 52, показанный на фиг. 6 в виде разделения на три потока, направляемых в независимую или потенциально интегрированную систему преобразования ниже по течению, содержащую первую систему преобразования, включающую получение водорода, вторую систему преобразования,включающую получение метанола, диметилового эфира и диметоксиметана, и третью систему преобразования, включающую получение продуктов реакции Фишера-Тропша. Однако следует понимать, что на практике не обязательно использовать все три системы для реализации настоящего изобретения. Первый вытекающий поток 53 и поток 86, включающий пар и/или воду, направляются на стадию реакции водогазового сдвига 56, существенно сдвигающего и поднимающего молярное отношение водорода к угарному газу в синтез-газе. Обогащенный водородом синтез-газ 57 направляется на стадию удаления углекислого газа 58 для очистки водорода. Водород может быть очищен с помощью любого из способов, известных специалистам в данной области знаний. Несмотря на то, что конечное использование может накладывать определенные требования к очистке водорода, а выбор технологии и подходящих способов может включать разделительную мембрану, амин или систему горячей очистки карбоната калия, молекулярные сита в поглотителях колебаний давления, или реакторах метанации и т.п., либо отдельно, либо в различных комбинациях. Водород 59, получаемый со стадии удаления углекислого газа 58, может быть использован внутри СУ способа для реактивации катализатора, контроля молярного отношения синтез-газа, гидрообработки/обновления продуктов нижнего течения, такой как гидроочистка, гидрокрекинг, изомеризация, и использоваться для топлива. Поток водорода 59 может быть также экспортирован для внешнего использования, включая топливные элементы, гидрообработку, сероочистку или другие внешние процессы, требующие сравнительно чистого водорода. Поток удаляемого углекислого газа 60 со стадии удаления углекислого газа 58 может также быть использован внутри способа для контроля молярного отношения синтез-газа, получения метанола, преобразования углекислый газ-метан или может быть использован вне способа, например, для улучшения регенерации масла. Второй вытекающий поток 54 направляется на стадию реакции метанола 61 для производства метанола 62, который может быть использован для продажи на рынке или быть внутренне или внешне преобразованным в другие продукты, такие как олефины, уксусная кислота, формальдегид, эфиры, например метил трет-бутиловый эфир (МТВЕ), этил трет-бутиловый эфир (ЕТВЕ), метил трет-амиловый эфир(TAME) и т.п., и другие химические продукты, получаемые из метанола. Дальнейшая интеграция СПГ фазы с СУ фазой показана на фиг. 6, где в соответствии с настоящим изобретением поток 100, обогащенный CO2 и получаемый с помощью предварительной обработки питающего СПГ фазу природного газа, как было описано выше (стадия предварительной обработки не показана), также направляется в СУ фазу для использования в производстве метанола и других производных метанола. Поток 100, обогащенный CO2, может содержать в основном чистый CO2, т.е. CO2 с молярным процентом больше 99,9 относительно всего потока, который получают с помощью методов предварительной обработки, описанных выше, но может содержать меньшие количества других компонентов,например менее 5 мол.%, предпочтительнее менее 1 мол.%, а самым предпочтительным является вариант содержания менее 0,1 мол.% других компонентов, таких как углеводороды и негорючие компоненты,содержащиеся в используемом потоке природного газа. Поток, обогащенный CO2, может питать СУ фазу во множестве точек, либо в верхнем течении из предварительной реформинг-установки 38 или реформинг-установки 47, либо в нижнем течении в реформинг-установке 47. Предпочтительнее, чтобы обогащенный CO2 поток питал верхнее течение СУ фазы в реформинг-установке 47. На фиг. 6 поток, обогащенный CO2, показан разделяющимся на три отдельных потока: линия 115 может быть использована для ввода питающего потока, обогащенного CO2, в точке верхнего течения предварительной реформингустановки 38, линия 118 может быть использована для ввода питающего потока, обогащенного CO2, в верхнем течении реформинг-установки 47, а линия 119 может быть использована для ввода питающего потока, обогащенного CO2, в точке нижнего течения реформинг-установки 47. Любые одна или более линий могут быть использованы для ввода питающего потока, обогащенного CO2, в СУ фазу. Также- 12008240 предполагаются и другие точки для ввода питающего потока, обогащенного CO2, в СУ фазу, которые очевидны для специалистов в данной области знаний. Метанол 63 со стадии реакции метанола 61 может также быть направлен на стадию дегидрогенезирования 64 для удаления воды 65 из метанола и производства диметилового эфира 66. Диметиловый эфир 66 может быть использован как аэрозоль или как транспортное, промышленное или коммерческое топливо, может быть источником водорода после стадии низкотемпературного преобразования как для стационарных, так и для транспортируемых топливных элементов, а также может быть использован в качестве источника для олефинов или бензина через реакцию поверх цеолитового катализатора. Метанол 67 стадии реакции метанола 61 и диметиловый эфир 68 со стадии дегидрогенезирования могут также вступать в реакцию на стадии окислительной реакции конденсации 69, включающую промежуточное образование формальдегида для получения диметоксиметана или полидиметоксиметана 70. Диметоксиметан или полидиметоксиметан 70 могут также быть использованы в качестве транспортного,промышленного или коммерческого топлива, и иметь определенный потенциал использования в качестве топливной присадки для традиционного дизельного топлива. Третий вытекающий поток 55 направляется на стадию реакции Фишера-Тропша 71 для получения продуктов реакции Фишера-Тропша 72. Синтез Фишера-Тропша, в общем случае, осуществляет экзотермическую реакцию водорода и одноокиси углерода над катализатором на основе либо железа, либо кобальта, для получения ряда углеводородных продуктов. Распределение специфического углеводородного продукта сильно зависит и от катализатора, и от температуры реактора. В общем случае, чем выше температура реактора, тем короче средняя длина цепи углеводорода. Реакция Фишера-Тропша может управляться с помощью любого известного реакторного устройства, такого как (но, не ограничиваясь) шламовый реактор, реактор с кипящим слоем, реактор с флюидизированным слоем, реактор с циркулирующим флюидизированным слоем и многотрубчатый реактор с фиксированным основанием. В соответствии с вариантами интегрированного способа по настоящему изобретению подходящая внутренняя температура реактора Фишера-Тропша в общем случае избыточна примерно на 350F, предпочтительнее в диапазоне от 350 до 650F, а более предпочтительно для получения наилучших результатов в диапазоне от 400 до 500F. Давление при реакции Фишера-Тропша, в общем случае, поддерживается между 200 и 600 psig, предпочтительнее в диапазоне от 250 до 500 psig, а более предпочтительно для получения наилучших результатов в диапазоне от 300 до 500 psig. Последующие этапы обработки продуктов реакции Фишера-Тропша будут зависеть от того, какие продукты требуются производителю, что, в свою очередь, будет зависеть от географической доступности рынков сбыта. Однако продукты реакции Фишера-Тропша 72 часто содержат существенную часть высокопарафинового углеводородного соединения с неразветвленной цепью, включающую восковые компоненты, имеющие высокую температуру застывания. Такие восковые продукты могут вызывать трудности при их транспортировке с помощью традиционных транспортных средств, таких как трубопроводы. Гидрокрекинг или гидрообработка продуктов реакции Фишера-Тропша может привести к существенному улучшению реологических свойств для того, чтобы облегчить хранение и транспортировку продуктов. Кроме того, гидрокрекинг или гидрообработка могут также преобразовать высокопарафиновое углеводородное соединение с неразветвленной цепью в продукты с более высокой среднерыночной доходностью. В случае гидрокрекинга или гидрообработки продукт реакции Фишера-Тропша 72 направляется в предварительный теплообменник 73 для предварительного подогрева продуктов реакции ФишераТропша 72, а предварительно подогретые продукты реакции Фишера-Тропша 74 направляются в печь или огневой нагреватель 75. Печь или огневой нагреватель 75 в общем случае работает при температуре автоматической линии 76, достаточной для облегчения реакции гидрокрекинга. На стадии реакции гидрокрекинга или гидрообработки 78, в общем случае, в реакцию вступает углеводородное сырье для гидрокрекинга 76 с водородом 77 в присутствии катализатора, содержащего кобальт, никель, молибден, вольфрам, ванадий, палладий, платину или комбинацию перечисленных элементов, с помощью некристаллического или молекулярного сита, при условиях реакций, подходящих для преобразования такого сырья 76 в более ходовые на рынке продукты гидрокрекинга. Условия обработки гидрокрекингом, в общем случае, включают температуру реакции в диапазоне от 500 до 800F, а более предпочтительно для получения наилучших результатов в диапазоне от 500 до 750F. Давление при гидрокрекинге в общем случае поддерживается между 500 и 5000 psig, а наиболее предпочтительным вариантом для получения наилучших результатов является вариант в диапазоне от 800 до 2000 psig. Предпочтительные условия реакции в общем случае будут определяться функцией состава катализатора,чистоты водорода, спецификациями продуктов, и другими соображениями в части технологии обработки и оборудования и могут быть подобраны под время жизни катализатора. Продукт реакции гидрокрекинга или гидрообработки 79 в общем случае направляется обратно в предварительный теплообменник 73 для того, чтобы понизить отопительную нагрузку, требуемую для печи или огневого нагревателя 75. Продукт гидрокрекинга 80 впоследствии фракционируется во фракционирующей или перегоночной колонне 81 для преобразования в более ходовые на рынке продукты.- 13008240 Рыночные продукты из фракционирующей колонны 81 включают низкокипящие легкие углеводородные газы 82, такие как метан, этан, пропан и бутан, которые могут быть направлены либо для использования в качестве топлива, либо обратно в СПГ фазу для восстановления, либо на стадию предварительного преобразования 38 или стадию преобразования 47, либо на дальнейшее разделение и продажу на рынке в виде товарных продуктов, бензина-растворителя с диапазоном кипения керосина 83, полезного для дальнейшего усовершенствования бензина или других химически качественных продуктов, таких как олефины или соединения ароматического ряда, продукты с интервалом кипения дистиллята 84, таких как дизельное и реактивное топливо, и печное топливо, и базовое сырье для высококипящего смазочного масла 85. Продукты, получаемые с помощью реакции Фишера-Тропша, могут быть высокопарафиновыми и, в общем случае, содержать очень низкие уровни серы, делая эти продукты достаточно экологически чистыми. Независимые или потенциально интегрированные стадии преобразования в нижнем течении, включающие первую систему преобразования с получением водорода 56, вторую систему преобразования,включающую получение метанола, диметилового эфира и/или диметоксиметана 61, и третью систему преобразования, включающую получение продуктов реакции Фишера-Тропша 71, могут не преобразовывать весь, и в общем случае не преобразуют полностью весь синтез-газ, поступающий из трубопроводов 53, 54 и 55, в продукты. Непреобразованный синтез-газ 87 из первой системы преобразования 56,непреобразованный синтез-газ 88 из второй системы преобразования 61 и непреобразованный синтез-газ 89 из третьей системы преобразования 71 может быть индивидуально повторно обработан для таких систем преобразования с целью преобразования в продукты или может быть возвращен обратно на стадию производства синтез-газа для преобразования в синтез-газ с более оптимальным составом и условиями. На фиг. 6 трубопроводы для непреобразованного синтез-газа 87, 88 и 89 объединены для того, чтобы сформировать трубопровод 90 для направления непреобразованного синтез-газа в компрессор 92 повторного использования синтез-газа. Прежде чем подаваться на сторону низкого давления компрессора повторного использования 92, непереработанный синтез-газ может быть пополнен частью сырья СУ фазы 91. Существенным преимуществом снабжения сырья СУ фазы через трубопровод 91 в соответствии с данным вариантом настоящего изобретения является возможность исключить компрессор для СУ фазы,и таким образом, уменьшить капитальные вложения и исключить работы и обслуживание различных устройств. Стадия сжатия синтез-газа 92 обеспечивает более высокое давление сжатых потоков синтез-газа 90 и 91 и получение питающего/повторно используемого потока синтез-газа 93. Подходящее устройство сжатия может включать газовую или паровую турбину или устройство с вращательным электроприводом для изэнтропического сжатия газа до большего давления. В зависимости от различий источников давления для потоков 91 и 90 стадия сжатия 92 в дальнейшем может быть усовершенствована за счет выполнения сжатия на различных стадиях интегрированного многостадийного устройства или в различных местах (точках) вдоль пространства одиночной стадии этого же устройства. В дополнение к преимуществам, связанным со снижением капитальных и производственных затрат при объединении многократных стадий сжатия в едином устройстве, следует также отметить усовершенствование, связанное с лучшим обеспечением постоянства и устойчивости механической загрузки, что в результате повышает надежность. В зависимости от состава смеси потоков 90 и 91 другим преимуществом стадии сжатия 92 является увеличение температуры и, таким образом, снижение потребления энергии при других обстоятельствах требуемой для повторной обработки этих потоков. В другом варианте настоящего изобретения сжатый непреобразованный синтез-газ 93 может быть пополнен частью сырья СУ фазы 94. Когда сырье для СУ фазы 94 доступно при давлении, превышающим давление, требуемое для повторного сжатия в секции преобразования синтез-газа, в этом случае предпочтительно добавлять сырье СУ фазы в непреобразованный синтез-газ после стадии сжатия 92 для того, чтобы избежать затрат, связанных с повторным сжатием. Сжатый непреобразованный синтез-газ и сырье СУ фазы 93, пополненные любым дополнительным сырьем СУ фазы 94, могут быть объединены в трубопроводе 95 для возвращения в систему преобразования синтез-газа. Подходящие места для питания или возврата любых смешанных потоков непреобразованного синтез-газа и СУ сырья для СУ фазы включают впрыскивающий поток 97 в точке подачи питания в предварительную реформинг-установку 37 или в реформинг-установку 41. Когда имеется смешанный поток непреобразованного синтез-газа и поток сырья СУ фазы, содержащий существенное количество этана и углеводороды с высокой температурой точки кипения, в этом случае предпочтительно, чтобы смешанный поток впрыскивался в поток 37 для получения лучших результатов. Когда смешанный поток непреобразованного синтез-газа и поток сырья СУ фазы содержат незначительное количество этана и углеводородов с высокой температурой точки кипения, в этом случае смешанный поток может впрыскиваться в поток 41. Когда в работе имеется неопределенность, в этом случае предпочтительно, чтобы впрыскивание непреобразованного синтез-газа и сырья для СУ фазы производилось в поток 37 для минимизации риска и получения лучших результатов. Альтернативная маршрутизация части потока непреобразованного синтез-газа и сырья для СУ фазы, заключается в направлении топлива СУ фазы или СПГ фазы через трубопровод 98. Таким образом,- 14008240 определенные негорючие компоненты могут быть направлены в топливо и удалены из интегрированного способа. Топливная очистка также может иметь место в системах индивидуального синтезирующего преобразования для того, чтобы осуществлять повторное использование синтез-газа, содержащего меньшее количество негорючих компонентов. Как упоминалось выше, было неожиданно обнаружено, что предпочтительное сырье для СУ фазы содержит более высокий молекулярный процент негорючих компонентов, чем присутствует в СПГ фазе,или обычно присутствует в стандартном СУ сырье. В дополнение к преимуществам, связанным с удалением негорючих компонентов из СПГ продуктов, СУ фаза в соответствии с настоящим изобретением уникально оборудована для обработки увеличивающегося объема негорючих материалов, передаваемых из СПГ фазы в СУ фазу. СУ фаза, в общем случае, спроектирована и работает так, чтобы облегчать обработку азота, аргона и других компонентов воздуха, которые могут прорываться через или вдоль связующих установок по выделению кислорода, которые используются вместе с автотермическими или каталитическими системами частичного окислительного преобразования. Катализаторы и реакторные системы спроектированы для допущения присутствия негорючих компонентов, а системы очистки существуют для того, чтобы эффективно минимизировать возврат энергии из любого углеводорода, который улетучивается вместе с очисткой негорючих веществ. Кроме того, углекислый газ или одноокись углерода, которые в других обстоятельствах могут быть причиной эксплуатационных проблем или рисков в СПГ фазе, где эти компоненты остаются в системе (т.е. риски замораживания и т.д.), представляют собой небольшие риски или проблемы в СУ фазе, где температура поднимается, а одноокись углерода и углекислый газ являются основными продуктами на различных этапах реакции. В общем, интегрированный способ по настоящему изобретению обеспечивает существенные и совместные преимущества по сравнению с неинтегрированными, автономными СПГ и СУ установками,СПГ и СУ установками, совместно использующих дополнительную инфраструктуру, и интегрированными ЖПГ и СПГ установками, которые весьма ограниченно интегрируют производство СПГ и СУ. Настоящее изобретение в представленных вариантах обеспечивает интегрированный способ для производства СПГ и СУ продуктов, который увеличивает объем негорючих компонентов, таких как азот и гелий, из СПГ фазы и СПГ продуктов в СУ фазу и в питание СУ, где они могут быть более эффективно обработаны с экономической точки зрения. СУ фаза в соответствии с настоящим изобретением может обрабатывать негорючие компоненты, используя существующие системы, во время существенного восстановления большей части запаса энергии любого углеводорода, что сопровождает конечную обработку негорючих компонентов. Негорючие компоненты в других обстоятельствах, оставшиеся в СПГ фазе и СПГ продукте, часто остаются в СПГ продукте, ухудшая качество и теплотворную способность продукта. В случае если эти негорючие компоненты остаются в хранилище СПГ продуктов на протяжении длительного времени, то они должны быть выпущены и со временем утрачены при сжигании факела. Настоящее изобретение в представленных вариантах обеспечивает интегрированный способ для производства СПГ и СУ продуктов, который позволяет большую часть совместно охлажденного парообразного компонента природного газа или СПГ компонента изоэнтальпически или изэнтропически расширить и направить в СУ фазу для преобразования в СУ продукты, предшествуя повторному сжатию и охлаждению этих материалов для обратного впрыскивания в систему СПГ охлаждения или отвода данного потока в топливо. В то же время охлажденный парообразный компонент природного газа или СПГ компонента, будучи изоэнтальпически или изэнтропически расширенным для направления в СУ преобразование, при котором изоэнтальпическое или изэнтропическое расширение замораживает и охлаждает разделенный и оставшийся СПГ, таким образом обеспечивает совместный эффект замораживания СПГ,снижая необходимость дополнительного или внешнего охлаждения. Более того, когда такой охлажденный парообразный компонент природного газа подвергается повторному сжатию для направления в СУ фазу, температура охлажденного парообразного компонента природного газа увеличивается, тем самым,совместно уменьшая требования к предварительному подогреву в СУ фазе. Настоящее изобретение в представленных вариантах обеспечивает интегрированный способ производства СПГ и СУ продуктов, который способствует производству СПГ продукта, содержащего более высокий молекулярный процент этана и углеводородов с высокой температурой точки кипения и, следовательно, более высокий запас энергии. В качестве альтернативы настоящее изобретение в представленных вариантах может способствовать производству СПГ продукта, содержащего больший запас энергии,за счет снижения молекулярного процента легких негорючих компонентов вне рамок возможностей, предоставляемых одиночным расширением и разделением, осуществляемом при атмосферном давлении. СПГ продукт, имеющий более высокий запас энергии, может представлять большую ценность на определенных географических рынках сбыта. Способ по настоящему изобретению включает в себя изоэнтальпическое или изэнтропическое расширение охлажденного парообразного компонента природного газа с последующей стадией разделения, которое может быть просто и рентабельно осуществлено для того, чтобы фракционировать этан и углеводород с более высокой температурой точки кипения в СПГ продукт. В качестве другого совместного преимущества к вышеизложенному следует указать на удаление этана и углеводородов с более высокой температурой точки кипения из сырья СУ фазы и увеличен- 15008240 ное направление этих материалов в СПГ продукт, что дает преимущество в том, что сырье СУ фазы с меньшей концентрацией этана и углеводорода с более высокой температурой точки кипения снижает дезактивацию катализатора для предварительного и основного преобразования и повышает общую надежность работы СУ фазы. Способ обеспечивает дополнительную гибкость, когда СПГ фаза способа по настоящему изобретению включает многократные стадии разделения давлением, уровень повышенного разделения этана и углеводорода с более высокой температурой точки кипения между сырьем СУ фазы и СПГ продукта может быть оптимизирован для того, чтобы удовлетворять требованиям рынка и производства. Способ по данному изобретению в представленных вариантах обеспечивает интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который совместно и более эффективно использует доступное давление природного газа и, в то же время, минимизирует требования к капитальным затратам на компрессор. Например, когда сырье СУ фазы может быть получено либо из одного или более сепараторов внутри стадии разделения СПГ фазы без дополнительного сжатия, потребность в отдельном компрессоре для СУ сырья отпадает. Когда сырье СУ фазы может быть направлено на стадию повторного сжатия непреобразованного синтез-газа для повторной обработки в СУ фазе, потребность в отдельном компрессоре для СУ сырья отпадает. Наконец, если давление сырья СУ фазы после изоэнтальпического или изэнтропического расширения остается выше оптимального, уровень расширения может быть увеличен, что приведет к восстановлению энергии давления и увеличению пропускной способности СПГ фазы для фиксированного уровня или мощности охлаждения. Способ по данному изобретению в представленных вариантах обеспечивает интегрированный способ получения СПГ и СУ продуктов, который реализует совместное преимущество за счет удаления воды из СПГ фазы интегрированного производства СУ продуктов. Существенное снижение содержания воды в природном газе перед стадией изоэнтальпического или изэнтропического расширения приводит к уменьшению содержания воды в питающем потоке СУ фазы. Более низкая концентрация воды в природном газе, питающим стадии СУ обработки, приводит к существенному улучшению контроля молярного отношения водорода к одноокиси углерода в синтез-газе, что является производственным преимуществом при преобразовании синтез-газа в пользующиеся спросом продукты. На фиг. 7 представлена упрощенная схема способа, показывающая вариант интегрированных СПГ и СУ фаз, в котором CO2 в питающем потоке природного газа СПГ фазы используется в производстве метанола в связанной СУ фазе, так же как и использование мгновенно выделяющегося газа из СПГ фазы для получения СУ продуктов, таких как метанол, в СУ фазе. На фиг. 8 представлена схема способа, показывающая СУ фазу, направленную специально на производство метанола в соответствии с настоящим изобретением, которая включает преобразование природного газа в синтез-газ (Н 2 и СО) и последующее преобразование синтез-газа в метанол. При этом способе негорючий CO2 газ, выделенный из неочищенного природного газа, перед тем как он будет питать СПГ способ, возвращается и используется в производстве метанола. CO2 может быть преобразован в метанол с помощью любого известного метода синтеза, например, изложенного в т. 16 на стр. 537-556 вCO2, в общем случае, может легко вступать в реакцию с водородом с использованием любого традиционного катализатора синтеза метанола, такого как катализатор из цинко-хромовой окиси или медноцинково-алюминевый катализатор, известные в данной области знаний, для образования метанола по следующему уравнению:CO2+3H2 СН 3 ОН+Н 2O Водород для преобразования может быть получен путем взятия части природного газа (либо перед,либо после предварительной обработки по удалению CO2 и других кислых газов, таких как H2S) и преобразования его, например, с помощью парометанового преобразования для производства синтез-газа с отношением Н 2 к оксиду углерода, подходящему для эффективного преобразования в метанол. В общем случае, это стехиометрическое молярное отношение выражается следующей формулой:Sn = [H2-CO2]/[CO-CO2],которое, в общем случае, находится в диапазоне от 1,5 до 2,5, а более точно от 2,0 до 2,1. В результатеCO2, который в других обстоятельствах был бы выброшен в атмосферу, может быть с пользой преобразован в ценные продукты, такие как метанол и диметиловый эфир. На фиг. 8 для удобства процесс выделения CO2 из природного газа, подаваемого из резервуара, не показан, но может быть реализован многими известными в данной области способами, отмечавшимися ранее. Как показано на фиг. 8, весь или часть CO2, восстановленного на стадии предварительной обработки, может быть передан по линиям 8 и 10, а затем объединен с потоком природного газа (линия 4) для получения смешанного потока, который передается по линии 12 в нагреватель 20. После нагрева в нагревателе 20 смешанный поток передается по линии 25 в сосуд с защищенным слоем 30, в котором любое оставшееся количество серосодержащих компонентов, присутствующих в смешанном питающем потоке,может быть удалено за счет контакта с поглощающим слоем, обычно оксидом цинка. Альтернативно,- 16008240 поток CO2, передаваемый по линиям 8 и 10, и поток природного газа, передаваемый по линии 4, могут быть обработаны индивидуально в таких защитных слоях. После обработки в защитном слое 30 поток добавляется в смешанный питающий поток по линии 38. Смешанный питающий поток затем передается по линии 35 в нагреватель 40, в котором температура дополнительно регулируется с 300 до 450 С, перед вводом смешанного питающего потока по линии 45 в сосуд реактора предварительного преобразования 50. Сосуд реактора предварительного преобразования 50 обычно содержит катализатор преобразования на основе никеля, но может содержать любой из многих известных катализаторов преобразования и спроектирован для преобразования более высоких углеводородов, которые могут присутствовать в смешанном питающем потоке и получение питающего потока с преобладающим содержанием метана. Вытекающий из сосуда реактора предварительного преобразования 50 поток передается по линии 55 в нагреватель 70, который нагревает его до температуры, пригодной для парового преобразования метаносодержащего потока в синтез-газ, обычно до температуры от 400 до 500 С. В случае, если питающий поток CO2 в линии 8 в основном свободен от серосодержащих компонентов, т.е. их содержание менее 1 промилле, то становится возможным добавить в способ CO2 в месте, обозначенном на фиг. 8 цифрой 60, путем передачи всего или части CO2 в эту точку по линии 58. Будучи нагретым до температуры, пригодной для парового преобразования, метаносодержащий поток передается по линии 75 в сосуд парового преобразования 80. Сосуд парового преобразования 80 обычно содержит катализатор преобразования на основе никеля, но может содержать любой из известных катализаторов преобразования, которые преобразуют метаносодержащий поток в один, обогащенный синтез-газом, т.е. водородным газом и оксидом углерода. Поток синтез-газа, выходящий из сосуда парового преобразования 80, передается по линии 85 в теплообменник 90, где избыточное тепло возвращается обратно для использования в других целях, таких как использование в нагревателях 20 и 40. Затем поток синтез-газа передается по линии 95 в охладитель 100, в котором происходит дальнейшее понижение температуры. Охлажденный таким образом поток синтез-газа передается по линии 105 в сепаратор 110, в котором конденсированная вода удаляется из процесса по линии 115. После этого поток синтез-газа передается по линии 120 в компрессор для синтез-газа 130, который сжимает поток до давления, например, от 35 до 150 бар, пригодного для производства метанола. После этого поток сжатого синтез-газа передается по линиям 135 и 140 в теплообменник 150, в котором температура подбирается под температуру, например, от 200 до 300 С, пригодную для производства метанола. После регулирования температуры поток синтез-газа передается по линии 155 в реактор синтеза метанола 160. Реактор синтеза метанола 160, в общем случае, использует катализатор, такой как медноцинково-алюминиевый катализатор, как отмечалось выше, но может также использоваться любой из известных в данной области знаний. Поток, вытекающий из реактора синтеза метанола 160, в основном содержащий метанол, воду и непрореагировавший синтез-газ, передается по линии 165 в теплообменник 150, из которого избыточное тепло возвращается обратно, а после этого вытекающий поток передается по линии 170 в охладитель 175. После этого вытекающий поток передается по линии 178 в сепаратор 180, в котором неочищенный метанол восстанавливается по линии 210 и газообразный поток выходит по линии 185. Очищенный поток газа, который может быть использован в виде топливного газа, удаляется по линии190, а оставшаяся часть газообразного потока, состоящая из непрореагировавшего синтез-газа,направляется по линии 195 в компрессор повторной обработки 200, который повторно сжимает газообразный поток до давления, пригодного для синтеза метанола, как это было описано выше. Сжатый газообразный поток направляется по линии 205 и линии 135 и смешивается со свежим синтез-газом. Конечный продукт метанола по линии 210 может быть очищен известными методами, такими как перегонка, и быстро быть преобразованным в диметиловый эфир (DME), как это описано на стр. 538-539 энциклопедии Kirk-Othemer, упоминавшейся выше. В общем случае, DME получают путем дегидратирования метанола над кислотным катализатором для получения диметилового эфира и воды. Дальнейшие детали настоящего изобретения описываются в следующих примерах, которые используются для иллюстрации изобретения и не ограничивают его. Пример. Способ, в основном в соответствии с настоящим изобретением и конфигурацией, показанной на фиг. 5, был сравнен с конфигурацией, при которой СПГ установка и СУ установка работали отдельно. Сравнения были сделаны с использованием компьютерного моделирования для каждой конфигурации,которая производит точно такой же объем СУ продуктов реакции Фишера-Тропша и такое же количество тонн в день СПГ продуктов для того, чтобы показать существенные преимущества, которые обеспечивает интегрированный способ по настоящему изобретению. Результаты сравнения представлены в таблице.(MMSCFD) - миллионов стандартных кубических футов в день Раздельный вариант СПГ/СУ. Поток сырья природного газа, имеющий состав, представленный в таблице, питает раздельно СПГ установку для получения СПГ продукта и установку для получения продуктов реакции Фишера-Тропша. Питающий поток природного газа снабжал СПГ установку в количестве, равном 669 (MMSCFD), тогда как СУ установка снабжалась сырьем в количестве, равном 528 (MMSCFD), или вместе, равном 1197(MMSCFD) для обеих установок. Для такой конфигурации производилось 11,664 т/день СПГ продукта и 7,016 т/день СУ продукта, в котором 1,825 т/день СУ продукта в виде бензина-растворителя и 5,191 т/день в виде дизельного топлива. СПГ продукт имеет теплотворную способность 1042 Btu/scf, а общая потребляемая мощность обеих установок равна 14,9 КВт/СПГ т/день.- 18008240 Интегрированный вариант. Поток сырья природного газа, имеющий состав, представленный в таблице, питает интегрированный СПГ/СУ способ в соответствии с настоящим изобретением, что в основном показано на фиг. 5. На фиг. 5 представлена схема конфигурации, в которой 1198 (MMSCFD) природного газа подается в виде потока 1 под давлением 830 psig и температуре 106F. Часть потока 1 в количестве 600(MMSCFD) была выделена из потока 1 и направлена в поток 18 С для направления в устройства разделения повышенного давления 12 А, 12 В и 12 С, оставляя 600 (MMSCFD) питающего потока природного газа для направления на стадии охлаждения 2 и 6. Выделенная часть потока 1 последовательно направляется в устройство разделения высокого давления 12 А и затем в устройство высокого давления 12 В, в которых природный газ охлаждается перед изоэнтальпическим расширением в стадии расширения вдоль трубопровода 18 Е, где давление снижается до 645 psig, а температура снижается до -57F. Выделенная часть изоэнтальпически расширенного потока 18 Е в количестве 240 (MMSCFD) возвращается обратно в поток природного газа после стадии охлаждения 2 по трубопроводу 4. Оставшаяся часть изоэнтальпически расширенного потока 18 Е в количестве 360 (MMSCFD) направляется в устройство разделения высокого давления 12 С, в котором оно дополнительно охлаждается до температуры -110F при снижении давления до 640 psig, и после этого возвращается обратно в поток природного газа после стадии охлаждения 5 по трубопроводу 8. Воссоединенный и охлажденный поток природного газа 8 подвергается изоэнтальпическому расширению поперек клапана Джоуля Томпсона 9 для обеспечения охлажденному потоку природного газа 10 давления в 645 psig и температуры в -121F. Охлажденный поток природного газа 10 со стадии изэнтрапического расширения направляется в устройство разделения высокого давления 12 А, в котором оно разделяется через одну теоретическую стадию разделения в 369 (MMSCFD) первого охлажденного парообразного компонента природного газа 13 А и 831 (MMSCFD) первого охлажденного СПГ компонента 19 А, оба из которых находятся под давлением 210 psig и температуре 60F. Первый охлажденный СПГ компонент 19 А подвергается изоэнтальпическому расширению поперек второго клапана Джоуля Томпсона 21 А и направляется во второе устройство разделения высокого давления 12 В, в котором он разделяется через одну теоретическую стадию разделения в 132 (MMSCFD) дважды охлажденного потока парообразного компонента природного газа 13 В и 699 (MMSCFD) дважды охлажденного СПГ компонента 19 В, оба из которых находятся под давлением 70 psig и температуре-174F. Дважды охлажденный СПГ компонент 19 В подвергается изоэнтальпическому расширению поперек третьего клапана Джоуля Томпсона 21 В и направляется в третье устройство разделения высокого давления 12 С, в котором он разделяется через одну теоретическую стадию разделения в 124 (MMSCFD) трижды охлажденного потока парообразного компонента природного газа 13 С и 575 (MMSCFD) конечного СПГ продукта 24, оба из которых находятся под давлением 14 psig и температуре -257F. Конечный СПГ продукт 24 интегрированного способа по настоящему изобретению содержит существенно меньше азота, чем разделенный СПГ/СУ способ, описанный выше (0,01 мол.%). Кроме того,СПГ продукт интегрированного способа по настоящему изобретению имеет также более высокую теплотворную способность, чем сравниваемый разделенный СПГ/СУ способ (1066 Btu/scf в сравнении с 1042Btu/scf). Более высокая теплотворная способность объясняется более низкой концентрацией негорючих компонентов, таких как азот, и более высокой концентрацией этана, пропана и бутана соответственно. Обе эти характеристики создают существенные преимущества СПГ продукту, полученному в соответствии с настоящим изобретением, для его использования во многих коммерческих целях. Часть первого охлажденного парообразного компонента природного газа 13 А, в количестве 80(MMSCFD), удаляется из охлажденного парообразного компонента природного газа через трубопровод 18 и используется в качестве требуемого внутреннего топлива. Баланс первого охлажденного парообразного компонента природного газа 13 А (подаваемого под давлением 210 psig), дважды охлажденного парообразного компонента природного газа 13 В (подаваемого под давлением 70 psig) и третьего охлажденного парообразного компонента природного газа 13 С (подаваемого под давлением 14 psia) направляются в соответствующие стадии сжатия 15 А, 15 В и 15 С стадии интегрированного сжатия для направления и передачи объединенного потока парообразных компонентов природного газа 25 в СУ фазу для преобразования в СУ продукты. Питающий СУ фазу сырьевой поток 25 подается для СУ преобразования в количестве 545(MMSCFD), под давлением в 400 psig и температуре 195F. В традиционном СПГ способе сжатый паровой поток, нагреваемый на стадии сжатия, очень часто неэффективно охлаждается, переохлаждается и повторно закачивается в СПГ способ для получения СПГ. Как видно из этого примера, не только стадия переохлаждения может быть исключена, но и тепло от сжатия, подаваемое со стадий 15 А, 15 В и 15 С,может быть эффективно использовано в СУ фазе способа. Состав питающего сырья для СУ фазы 25 представлен в таблице. Как видно из таблицы, сырье СУ фазы по настоящему изобретению содержит существенно меньше негорючих компонентов, таких как азот и гелий. Это дает общее преимущество для интегрированного способа по настоящему изобретению в части того, что СУ способ лучше оборудован для удаления этих веществ при меньших затратах. Еще- 19008240 большим преимуществом является то, что сырье СУ фазы содержит существенно меньше этана и тяжелых углеводородов, чем в разделенном СПГ/СУ способе. Присутствие тяжелых углеводородов в СУ установке в общем случае требует дорогостоящего сепарационного оборудования или выполнения стадий по удалению или преобразованию этих компонентов в метан или синтетический газ перед стадией преобразования синтетического газа, для того чтобы не дезактивировать катализатор преобразования. Интегрированный способ по данному изобретению производит также 11,664 т/день СПГ и 7,016 т/день СУ продуктов, в котором 1,825 т/день СУ продукта в виде бензина-растворителя и 5,191 т/день в виде дизельного топлива. Однако как было отмечено выше, СПГ продукт, получаемый в соответствии с настоящим изобретением, имеет улучшенную теплотворную способность, равную 1066 Btu/scf, по сравнению с 1042 Btu/scf для разделенного СПГ/СУ варианта. Кроме того, требования к мощности для получения в основном такой же производительности, снижаются до 12,6 КВт/т СПГ в день с 14,9 КВт/т СПГ в день для разделенного способа. Количественное снижение потребляемой энергии превышает 15%. Другие варианты и преимущества изобретения будут очевидны для специалистов в данной области знаний после изучения данного описания или из практики использования изобретения, описанного выше. Подразумевается, что данное описание следует рассматривать как пример, а объем и сущность изобретения указаны в формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ получения продуктов сжиженного природного газа в зоне фазы сжижения природного газа и продуктов синтеза углеводородов, включающих метанол, в зоне фазы синтеза углеводородов из природного газа, содержащего углеводороды и CO2, включающий следующие стадии: предварительную обработку по крайней мере первой части природного газа с выделением из нее по крайней мере части CO2 и получением питающего потока природного газа с пониженным содержаниемCO2 и потока, обогащенного CO2; преобразование питающего потока природного газа в продукт сжижения природного газа в фазе сжижения природного газа; преобразование второй части природного газа в синтез-газ с помощью парометанового преобразования и реагирование потока, обогащенного CO2, по крайней мере с частью синтез-газа в фазе синтеза углеводородов для получения метанола. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, второй частью потока природного газа таким образом, что поток, обогащенный CO2, смешивается с ним перед образованием синтез-газа. 3. Способ по п.1, в котором природный газ имеет концентрацию метана, равную по крайней мере 75 мол.%. 4. Способ по п.1, в котором после предварительной обработки питающий поток природного газа,имеющий пониженное содержание CO2, имеет концентрацию CO2 менее 0,01 мол.% по отношению ко всему питающему потоку. 5. Способ по п.1, в котором синтез-газ имеет стехиометрическое молярное отношение в диапазоне от 1,5 до 2,5. 6. Способ по п.1, в котором синтез-газ имеет стехиометрическое молярное отношение в диапазоне от 2,0 до 2,1. 7. Способ по п.1, в котором парометановое преобразование управляется за счет реакции пара и природного газа над уменьшенным количеством никельсодержащего катализатора при температуре, превышающей 500F, и при давлении в диапазоне от 50 до 1000 psig. 8. Способ по п.7, в котором температура поддерживается в диапазоне от 1500 до 1900F. 9. Способ по п.7, в котором давление поддерживается в диапазоне от 250 до 600 psig. 10. Способ по п.1, в котором вторая часть природного газа также предварительно обрабатывается для выделения из нее по крайней мере части CO2. 11. Способ по п.1, в котором весь используемый природный газ вначале предварительно обрабатывается для удаления из него CO2, и вторая часть природного газа представляет собой часть питающего потока природного газа, получаемого в результате предварительной обработки природного газа. 12. Способ получения продуктов сжиженного природного газа в зоне фазы сжижения природного газа и продуктов синтеза углеводородов, включающих метанол, в зоне фазы синтеза углеводородов, из природного газа, содержащего углеводороды и CO2, включающий следующие стадии: предварительную обработку по крайней мере первой части природного газа для выделения из нее по крайней мере части CO2 и получение питающего потока природного газа с пониженным содержаниемCO2 и потока, обогащенного CO2; преобразование питающего потока природного газа по крайней мере в один парообразный компонент природного газа и продукт сжижения природного газа в фазе сжижения природного газа;- 20008240 преобразование по крайней мере одного парообразного компонента природного газа и, необязательно, второй части природного газа в синтез-газ с помощью парометанового преобразования и реагирование потока, обогащенного CO2, по крайней мере с частью синтез-газа в фазе синтеза углеводородов для получения метанола. 13. Способ по п.12, в котором вторая часть природного газа преобразуется в синтез-газ. 14. Способ по п.13, в котором вторая часть природного газа предварительно обрабатывается для выделения из нее по крайней мере части CO2. 15. Способ по п.13, в котором весь используемый природный газ вначале предварительно обрабатывается для удаления из него CO2, и вторая часть природного газа представляет собой часть питающего потока природного газа, получаемого в результате предварительной обработки природного газа. 16. Способ по п.12, в котором стадия преобразования по крайней мере одного парообразного компонента природного газа и, не обязательно, второй части природного газа в синтез-газ дополнительно включает стадию предварительного преобразования для снижения молекулярной концентрации этана и высококипящих углеводородов по крайней мере в одном парообразном компоненте природного газа и, не обязательно, во второй части природного газа для получения предварительно преобразованного пара природного газа и стадию преобразования по крайней мере части предварительно преобразованного парообразного природного газа в синтез-газ; а стадия реагирования дополнительно включает реагирование по крайней мере части синтез-газа и потока, обогащенного CO2, для получения метанола, не обязательно, по крайней мере одного другого продукта синтеза углеводородов и потока непреобразованного синтез-газа; и стадию повторного использования, на которой по крайней мере часть потока непреобразованного синтез-газа возвращается либо на стадию предварительного преобразования, либо на стадию преобразования, причем по крайней мере часть одного парообразного компонента природного газа направляется по крайней мере на одну из стадий, выбранных из стадии предварительного преобразования, стадии преобразования или стадии повторного использования. 17. Способ по п.16, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, парообразными компонентами природного газа после одного или более циклов расширения/разделения так, чтобы поток, обогащенный CO2, смешивался с парообразным компонентом перед стадией предварительного преобразования. 18. Способ по п.16, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, предварительно преобразованным парообразным компонентом так, чтобы поток, обогащенный CO2, смешивался с газовыми испарениями перед стадией преобразования. 19. Способ по п.12, в котором преобразование питающего потока природного газа в фазе сжижения природного газа включает стадии охлаждения питающего потока природного газа по крайней мере на одной стадии охлаждения для получения охлажденного потока природного газа; обработки охлажденного потока природного газа по крайней мере в двух циклах расширения/разделения, при этом каждый цикл расширения/разделения включает следующие подстадии: а) изоэнтальпическое или изэнтропическое расширение по крайней мере части охлажденного пара природного газа и получение парообразного компонента природного газа и компонента сжиженного природного газа; б) выделение по крайней мере части парообразного компонента природного газа из компонента сжиженного природного газа и в) повторение подстадий а) и б),причем по крайней мере часть компонента сжиженного природного газа из предыдущего цикла расширения/разделения направляется на каждую последующую подстадию а),и в котором продукт сжижения природного газа представляет собой компонент сжиженного природного газа после окончательной стадии разделения, в основном жидкость при атмосферном давлении. 20. Способ по п.12, в котором преобразование питающего потока природного газа в фазе сжижения природного газа включает стадии охлаждения питающего потока природного газа по крайней мере на одной стадии охлаждения для получения охлажденного потока природного газа; изоэнтальпическое или изэнтропическое расширение по крайней мере части охлажденного пара природного газа на первой стадии расширения и получение первого парообразного компонента природного газа и первого компонента сжиженного природного газа; выделения по крайней мере части первого парообразного компонента природного газа из первого компонента сжиженного природного газа; изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере части первого компонента сжиженного природного газа на второй стадии расширения и получение второго парообразного компонента природного газа и второго компонента сжиженного природного газа; и- 21008240 выделения по крайней мере части второго парообразного компонента природного газа из второго компонента сжиженного природного газа,в котором продукт сжижения природного газа представляет собой компонент сжиженного природного газа после последней стадии разделения, в основном жидкость при атмосферном давлении. 21. Способ по п.12, в котором преобразование питающего потока природного газа в фазе сжижения природного газа включает стадии охлаждения питающего потока природного газа по крайней мере на одной стадии охлаждения для получения охлажденного потока природного газа; изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере части охлажденного пара природного газа и получение первого парообразного компонента природного газа и первого компонента сжиженного природного газа; выделения по крайней мере части первого парообразного компонента природного газа из первого компонента сжиженного природного газа; изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере первой части компонента сжиженного природного газа и получение второго парообразного компонента природного газа и второго компонента сжиженного природного газа; выделения по крайней мере части второго парообразного компонента природного газа из второго компонента сжиженного природного газа; и сжатия по крайней мере части одной или более частей первого и второго парообразного компонента и получение сжатого сырья природного газа, имеющего более высокую температуру, чем и первый, и второй парообразные компоненты,в котором продукт сжижения природного газа представляет собой второй компонент сжиженного природного газа, в основном жидкость при атмосферном давлении. 22. Способ по п.12, в котором преобразование по крайней мере одного парообразного компонента и, не обязательно, второй части природного газа в синтез-газ дополнительно включает стадии предварительного преобразования для снижения молярной концентрации этана и высококипящего углеводорода из сжатого сырья природного газа и получение предварительно обработанного сырья природного газа; и преобразования по крайней мере части предварительно обработанного сырья природного газа в синтез-газ; а стадия реагирования дополнительно включает стадии преобразования, в котором по крайней мере часть синтез-газа и поток, обогащенный CO2, вступают в реакцию получения метанола и потока непреобразованного синтез-газа, и по крайней мере еще одну реакционную стадию, выбираемую из реакций преобразования синтез-газа в (i) водород, (ii) диметиловый эфир или (iii) продукт реакции ФишераТропша, на которой синтез-газ преобразуется в продукт синтеза углеводородов и поток непреобразованного синтез газа; и предусмотрена стадия повторного использования, на которой используется по крайней мере часть потока непреобразованного синтез-газа, который возвращается либо на стадию предварительного преобразования, либо на стадию преобразования,и в котором по крайней мере часть сжатого сырья природного газа направляется по крайней мере на одну из стадий, выбираемых из стадии предварительного преобразования, стадии преобразования или стадии повторного использования. 23. Способ по п.22, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, сжатым сырьем природного газа так, чтобы поток, обогащенный CO2, смешивался с сырьем перед стадией предварительного преобразования. 24. Способ по п.22, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, предварительно преобразованным сырьем природного газа так, чтобы поток, обогащенный CO2, смешивался с сырьем перед стадией предварительного преобразования. 25. Способ по п.12, в котором преобразование питающего потока природного газа в фазе сжижения природного газа включает стадии охлаждения питающего потока природного газа по крайней мере на одной стадии охлаждения для получения охлажденного потока природного газа; изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере части охлажденного пара природного газа на первой стадии автозаморозки и получение первого парообразного компонента природного газа и первого компонента сжиженного природного газа; выделения по крайней мере части первого парообразного компонента природного газа из первого компонента сжиженного природного газа; изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере первой части компонента сжиженного природного газа на второй стадии автозаморозки и получение второго парообразного компонента природного газа и второго компонента сжиженного природного газа; выделения по крайней мере части второго парообразного компонента природного газа из второго компонента сжиженного природного газа;- 22008240 изоэнтальпического или изэнтропического расширения по крайней мере второй части компонента сжиженного природного газа на третьей стадии автозаморозки и получение третьего парообразного компонента природного газа и продукта сжижения природного газа; и выделения по крайней мере части третьего парообразного компонента природного газа из продукта сжижения природного газа. 26. Способ по любому из пп.19, 20, 21 или 25, дополнительно включающий питание потока, обогащенного CO2, одним или более парообразным компонентом природного газа, таким образом, что поток,обогащенный CO2, смешивается с парообразными компонентами перед образованим синтез-газа. 27. Способ по любому из пп.19, 20, 21 или 25, в котором по крайней мере часть одного или более парообразных компонентов природного газа преобразуется в дополнительный продукт синтеза углеводородов, отличный от метанола.