СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АЗОТА ИЗ LNG

Уровень техники

1. Область техники, к которой относится изобретение

[0001] Настоящее изобретение, в общем, относится к способам и системам для восстановления сжиженного природного газа (LNG) из углеводородосодержащего газа. Более конкретно, настоящее изобретение, в общем, относится к способам и системам для удаления азота из углеводородосодержащего газа и получения LNG-потока.

2. Описание предшествующего уровня техники

[0002] Вследствие повышенного спроса на метан, источники нетрадиционного газа все в большей степени используются в качестве сырьевых потоков, чтобы получать LNG. Тем не менее, такие источники нетрадиционного газа могут содержать высокие концентрации азота, что может вызывать некоторые эксплуатационные проблемы, поскольку газы подвергаются сжижению в LNG-установке. Например, присутствие высоких концентраций азота в сырьевых потоках газа может препятствовать полной конденсации метана и может отрицательно влиять на качество получаемого LNG-потока.

[0003] Вследствие коммерческой ценности метана, может быть желательным в некоторых случаях удалять, по меньшей мере, часть азота из сырьевых потоков газа в ходе обработки. Тем не менее, некоторые традиционные способы для удаления азота могут быть коммерчески целесообразными только для определенных типов сырьевых потоков в зависимости от их концентрации азота. Кроме того, многие традиционные способы удаления азота, в частности, не подходят для удаления меньших концентраций азота из сырьевых потоков газа в ходе обработки. Кроме того, может быть затруднительным регулировать температуру и другие рабочие условия в ходе множества из этих традиционных способов удаления азота, что может оказывать отрицательное влияние на способность эффективно удалять азот из результирующего LNG-потока и получать отвечающий техническим требованиям LNG-продукт.

[0004] Следовательно, существует потребность в способах и системах, которые могут эффективнее удалять более низкие концентрации азота из углеводородосодержащих газов при получении LNG.

Сущность изобретения

[0005] Один или более вариантов осуществления, описанных в данном документе, относятся к способу для восстановления метана из углеводородосодержащего газа. Способ содержит: (a) охлаждение и, по меньшей мере, частичную конденсацию подаваемого потока, содержащего углеводородосодержащий газ, чтобы за счет этого предоставлять охлажденный сырьевой поток, при этом углеводородосодержащий газ содержит в диапазоне 0,5-30 мольных процентов азота; (b) фракционирование, по меньшей мере, части охлажденного подаваемого потока в дистилляционной колонне, чтобы за счет этого формировать нижний поток с пониженным содержанием азота и верхний поток с повышенным содержанием азота, при этом фракционирование возникает при давлении в диапазоне 1-8 МПа, и верхний поток с повышенным содержанием азота содержит, по меньшей мере, 75 процентов азота, первоначально присутствующего в углеводородосодержащем газе; и (c) восстановление, по меньшей мере, части нижнего потока с пониженным содержанием азота, чтобы за счет этого формировать LNG-обогащенный поток.

[0006] Один или более вариантов осуществления, описанных в данном документе, относятся к способу для восстановления метана из углеводородосодержащего газа. Способ содержит: (a) охлаждение и, по меньшей мере, частичную конденсацию подаваемого потока, содержащего углеводородосодержащий газ, чтобы за счет этого предоставлять охлажденный сырьевой поток, при этом углеводородосодержащий газ содержит в диапазоне 0,5-30 мольных процентов азота; (b) фракционирование, по меньшей мере, части охлажденного подаваемого потока в дистилляционной колонне, чтобы за счет этого формировать нижний поток с пониженным содержанием азота и верхний поток с повышенным содержанием азота, при этом верхний поток с повышенным содержанием азота содержит, по меньшей мере, 75 процентов азота, первоначально присутствующего в углеводородосодержащем газе; (c) охлаждение, по меньшей мере, части верхнего потока с повышенным содержанием азота, чтобы за счет этого формировать охлажденный верхний поток с повышенным содержанием азота; (d) сепарацию охлажденного верхнего потока с повышенным содержанием азота на поток жидкой флегмы и побочный продукт в виде пара; (e) ввод, по меньшей мере, части потока жидкой флегмы в дистилляционную колонну; и (f) охлаждение, по меньшей мере, части нижнего потока с пониженным содержанием азота, чтобы за счет этого формировать LNG-обогащенный поток.

[0007] Один или более вариантов осуществления, описанных в данном документе, относятся к установке для восстановления метана из углеводородосодержащего газа. Установка содержит: (a) первичный теплообменник, имеющий первый охлаждающий канал, расположенный в нем, при этом первый охлаждающий канал сконфигурирован с возможностью охлаждать углеводородосодержащий газ до охлажденного углеводородосодержащего газа; (b) дистилляционную колонну, находящуюся в сообщении по текучей среде с первым охлаждающим каналом, при этом дистилляционная колонна содержит первое впускное отверстие для того, чтобы принимать охлажденный углеводородосодержащий газ, при этом дистилляционная колонна сконфигурирована с возможностью сепарировать охлажденный углеводородосодержащий газ на верхний поток с повышенным содержанием азота и нижний поток с пониженным содержанием азота; (c) второй охлаждающий канал, расположенный в первичном теплообменнике, находящемся в сообщении по текучей среде с дистилляционной колонной, при этом второй охлаждающий канал сконфигурирован с возможностью охлаждать нижний поток с пониженным содержанием азота до LNG-обогащенного потока жидкости; (d) третий охлаждающий канал, расположенный в первичном теплообменнике, находящемся в сообщении по текучей среде с дистилляционной колонной, при этом третий охлаждающий канал сконфигурирован с возможностью охлаждать верхний поток с повышенным содержанием азота до охлажденного потока с повышенным содержанием азота; (e) систему возврата флегмы, находящуюся в сообщении по текучей среде между третьим охлаждающим каналом и дистилляционной колонной, при этом система возврата флегмы сконфигурирована с возможностью сепарировать охлажденный поток с повышенным содержанием азота на поток жидкой флегмы и побочный продукт в виде пара; и (f) один смешанный холодильный цикл с замкнутым контуром, по меньшей мере, частично расположенный в первичном теплообменнике.

Краткое описание чертежей

[0008] Варианты осуществления настоящего изобретения описываются в данном документе со ссылкой на нижеприведенные чертежи, на которых:

[0009] Фиг. предоставляет схематичную иллюстрацию установки для восстановления LNG, сконфигурированного согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, в частности, иллюстрирующую использование системы одного смешанного хладагента с замкнутым контуром, чтобы восстанавливать метан из подаваемого потока газа.

Подробное описание изобретения

[0010] Нижеприведенное подробное описание вариантов осуществления изобретения ссылается на прилагаемый чертеж. Варианты осуществления имеют намерение достаточно подробно описывать различные аспекты изобретения, чтобы предоставлять возможность специалистам в данной области техники осуществлять на практике изобретение. Другие варианты осуществления могут быть использованы, и изменения могут быть внесены без отступления от объема формулы изобретения. Следовательно, нижеприведенное подробное описание не должно рассматриваться в ограничивающем смысле. Объем настоящего изобретения задается только посредством прилагаемой формулы изобретения, наряду с полным объемом эквивалентов, на которые дает право такая формула изобретения.

[0011] Настоящее изобретение, в общем, направлено на способы и системы для удаления азота из углеводородосодержащего газа и восстановления LNG-потока, содержащего метан. Как описано ниже, эти способы и системы могут использовать систему хладагента, чтобы помогать в удалении азота и восстановлении метана из углеводородосодержащих газов. Хотя фиг. иллюстрирует эту систему хладагента как содержащую один смешанный холодильный цикл с замкнутым контуром, специалисты в данной области техники должны принимать во внимание, что другая холодильная система может использоваться в способе и системе, описанных ниже. Например, холодильная система может содержать поток одного смешанного хладагента в холодильном цикле с замкнутым контуром, цикле с двойным смешанным хладагентом или каскадном холодильном цикле. Такие холодильные системы описываются в патенте (США) номер 3763658, патенте (США) номер 5669234, патенте (США) номер 6016665, патенте (США) номер 6119479, патенте (США) номер 6289692 и патенте (США) номер 6308531, раскрытия сущности которых полностью содержатся в данном документе по ссылке.

[0012] Обращаясь теперь к фиг., предоставляется схематичная иллюстрация установкаа 10 для восстановления LNG, сконфигурированного согласно одному или более вариантов осуществления настоящего изобретения. Установка 10 для восстановления LNG может быть сконфигурирован с возможностью удалять или восстанавливать существенную часть общего объема метана во входящем потоке углеводородосодержащего газа посредством охлаждения газа с одним холодильным циклом 12 с замкнутым контуром и сепарации результирующих конденсированных жидкостей в зоне 14 LNG-сепарации. Дополнительные подробности относительно конфигурации и работы установкаа 10 для восстановления LNG, согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения, описываются ниже в отношении фиг.

[0013] Как показано на фиг., сырьевой поток углеводородосодержащего газа может первоначально вводиться в установка 10 для восстановления LNG через трубопровод 110. Углеводородосодержащий газ может представлять собой любой подходящий поток углеводородосодержащей текучей среды, такой как, например, поток природного газа, поток сингаза, поток крекинг-газа, попутный газ из добычи нефти либо комбинации вышеозначенного. Поток углеводородосодержащего газа в трубопроводе 110 может исходить из множества источников газа (не показаны), включающих в себя, но не только, трубопроводную распределительную сеть для транспортировки природного газа; газонефтедобывающую скважину; нефтехимическую технологическую установку, к примеру, установку флюид-каталитического крекинга (FCC) или установку для коксования нефти; или технологическую установку для тяжелой нефти, к примеру, установку для переработки нефтяных песков. В конкретных вариантах осуществления, углеводородосодержащий газ в трубопроводе 110 может содержать или состоять из синтетического газа.

[0014] В зависимости от своего источника, углеводородосодержащий газ может содержать варьирующиеся объемы метана, азота, водорода, монооксида углерода и других углеводородов. Например, углеводородосодержащий газ может содержать, по меньшей мере, 1, 5, 10, 15 или 25 и/или не более 90, 80, 70, 60, 50 или 40 мольных процентов метана. Более конкретно, углеводородосодержащий газ может содержать в диапазоне 1-90, 5-70, 10-60, 15-50 или 25-40 мольных процентов метана. Следует отметить, что все мольные процентные концентрации основаны на общем числе мольных долей углеводородосодержащего газа.

[0015] Кроме того, в различных вариантах осуществления, углеводородосодержащий газ может содержать, по меньшей мере, 0,5, 1, 2, 3 или 5 и/или не более 40, 35, 30, 20 или 15 мольных процентов азота. Более конкретно, углеводородосодержащий газ может содержать в диапазоне 0,5-40, 1-35, 2-30, 3-20 или 5-15 мольных процентов азота. В конкретных вариантах осуществления, углеводородосодержащий газ содержит более низкие концентрации азота, чтобы еще более упрощать способ удаления азота, описанный ниже.

[0016] Дополнительно или альтернативно, углеводородосодержащий газ может содержать, по меньшей мере, 25, 40 или 50 и/или не более 99, 90 или 75 мольных процентов водорода. Более конкретно, углеводородосодержащий газ может содержать в диапазоне 25-99, 40-90 или 50-70 мольных процентов водорода. В конкретных вариантах осуществления, углеводородосодержащий газ практически не содержит водород. Например, углеводородосодержащий газ может содержать менее 10, 5, 1 или 0,5 мольных процентов водорода.

[0017] В различных вариантах осуществления, углеводородосодержащий газ может практически не содержать монооксид углерода. Например, углеводородосодержащий газ может содержать не более 20, 10, 5 или 1 мольного процента монооксида углерода.

[0018] Кроме того, углеводородосодержащий газ может содержать некоторый объем компонентов C₂-C₅, который включает в себя парафиновые и олефиновые изомеры. Например, углеводородосодержащий газ может содержать менее 15, 10, 5 или 2 мольных процентов компонентов C₂-C₅.

[0019] Как показано на фиг., углеводородосодержащий газ в трубопроводе 110 может первоначально направляться в зону 16 предварительной обработки, при этом одна или более нежелательных составляющих могут удаляться из газа до охлаждения. В одном или более вариантов осуществления, зона 16 предварительной обработки может включать в себя один или более сосудов для парожидкостной сепарации (не показаны) для удаления компонентов жидкой воды или углеводорода из подаваемого газа. Необязательно, зона 16 предварительной обработки может включать в себя одну или более зон удаления газа (не показаны), таких как, например, установка аминной очистки или молекулярное сито, для удаления углекислого газа или серосодержащих соединений из потока газа в трубопроводе 110.

[0020] Потока обработанного газа, выходящий из зоны 16 предварительной обработки через трубопровод 112, затем может направляться в дегидрационную установку 18, в которой практически вся остаточная вода может удаляться из подаваемого потока газа. Дегидрационная установка 18 может использовать любую известную систему удаления воды, такую как, например, основания молекулярного сита. После сушки поток газа в трубопроводе 114 может иметь температуру, по меньшей мере, 5, 10 или 15°C и/или не более 100, 75 или 40°C. Более конкретно, поток газа в трубопроводе 114 может иметь температуру в диапазоне 5-100°C, 10-75°C или 15-40°C. Дополнительно или альтернативно, поток газа в трубопроводе 114 может иметь давление, по меньшей мере, 1,5, 2,5, 3,5 или 4 и/или не более 9, 8, 7,5 или 7 МПа. Более конкретно, поток газа в трубопроводе 114 может иметь давление в диапазоне 1,5-9, 2,5-8, 3,5-7,5 или 4-7 МПа.

[0021] Как показано на фиг., углеводородосодержащий сырьевой поток в трубопроводе 114 может вводиться в первый охлаждающий канал 22 первичного теплообменника 20. Первичный теплообменник 20 может представлять собой любой теплообменник или последовательность теплообменников, сконфигурированных с возможностью охлаждать и, по меньшей мере, частично конденсировать сырьевой поток газа в трубопроводе 114 через косвенный теплообмен с одним или более охлаждающих потоков. В одном или более вариантов осуществления, первичный теплообменник 20 может представлять собой паяный алюминиевый теплообменник, содержащий один охлаждающий и нагревательный канал (например, сердечник) или множество охлаждающих и нагревательных каналов (например, сердечников), расположенных в нем, для упрощения косвенного теплообмена между одним или более технологических потоков и одним или более потоков хладагента. Хотя, в общем, иллюстрируется на фиг. как содержащий один сердечник или "оболочку", следует понимать, что первичный теплообменник 20, в некоторых вариантах осуществления, может содержать два или более отдельных сердечника или оболочки, необязательно охватываемые посредством "холодильной камеры", чтобы минимизировать прирост тепла из окружающей среды.

[0022] Сырьевой поток углеводородосодержащего газа, проходящий через охлаждающий канал 22 первичного теплообменника 20, может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с потоками хладагента и/или остаточного газа в соответствующих каналах 26 и 42, которые подробнее описываются ниже. В ходе охлаждения, существенная часть метановых компонентов в подаваемом потоке газа может конденсироваться из паровой фазы, чтобы за счет этого предоставлять охлажденный двухфазный поток газа в трубопроводе 116. В одном или более вариантов осуществления, по меньшей мере, 10, 25, 50, 60, 70, 80 или 90 процентов общего объема метана, введенного в первичный обменник 20 через трубопровод 114, могут конденсироваться в охлаждающем канале 22.

[0023] Охлажденный поток газа в трубопроводе 116 может иметь температуру -5, -10, -20 или -30°C и/или не менее -200, -150, -100 или -75°C. Более конкретно, охлажденный поток газа в трубопроводе 116 может иметь температуру в диапазоне от -5 до -200°C, от -10 до -150°C, от -20 до -100°C или от -30 до -75°C. В конкретных вариантах осуществления, охлажденный поток газа в трубопроводе 116 может иметь температуру приблизительно -33°C. Дополнительно или альтернативно, охлажденный поток газа в трубопроводе 116 может иметь давление, по меньшей мере, 1,5, 2,5, 3,5 или 4 и/или не более 9, 8, 7,5 или 7 МПа. Более конкретно, поток газа в трубопроводе 116 может иметь давление в диапазоне 1,5-9, 2,5-8, 3,5-7,5 или 4-7 МПа.

[0024] Как показано на фиг., охлажденный поток газа в трубопроводе 116 может передаваться, по меньшей мере, в один ребойлер 28, чтобы необязательно выступать в качестве теплоносителей для дистилляционной колонны 30. Ребойлер 28 может использоваться для того, чтобы нагревать и, по меньшей мере, частично испарять поток жидкости, извлекаемый из дистилляционной колонны 30 через трубопровод 118. Ребойлер 28 может нагревать поток жидкости из трубопровода 118 через косвенный теплообмен с потоком нагревательной текучей среды, таким как, например, охлажденный поток газа в трубопроводе 116. Хотя, в общем, иллюстрируется как содержащий один ребойлер 28, следует понимать, что любое подходящее число ребойлеров, сконфигурированных с возможностью извлекать потоки на идентичных или различных ступенях массопередачи в дистилляционной колонне 30, может использоваться для того, чтобы поддерживать требуемый профиль температуры и/или состава.

[0025] В ребойлере 28, охлажденный поток газа из трубопровода 116 может быть дополнительно охлажден посредством потока жидкости из трубопровода 118. Например, в ребойлере 28, температура охлажденного потока газа из трубопровода 116 может понижаться, по меньшей мере, на 10, 20, 30, 40 или 50°C и/или не более 100, 80, 70 или 60°C. Более конкретно, в ребойлере 28, температура охлажденного потока газа из трубопровода 116 может понижаться в диапазоне 20-100°C, 30-80°C, 40-70°C или 50-60°C.

[0026] После выхода из ребойлера 28 охлажденный поток газа в трубопроводе 120 может иметь температуру, по меньшей мере, -30, -50, -65 или -80 и/или не менее -200, -175, -150 или -100°C. Более конкретно, охлажденный поток газа в трубопроводе 120 может иметь температуру в диапазоне от -30 до -200°C, от -50 до -175°C, от -65 до -150°C или от -80 до -100°C.

[0027] Кроме того, в различных вариантах осуществления, охлажденный поток газа в трубопроводе 120 может иметь давление, по меньшей мере, 1,5, 2,5, 3,5 или 4,5 и/или не более 9, 8, 7 или 6 МПа. Более конкретно, поток газа в трубопроводе 120 может иметь давление в диапазоне 1,5-9, 2,5-8, 3,5-7 или 4,5-6 МПа. Следует отметить, что единственное падение давления в этот момент в системе, в общем, может быть обусловлено неэффективностью, ассоциированной с системой труб, теплообменником и другими технологическими установками.

[0028] Обращаясь снова к фиг., по меньшей мере, часть охлажденного потока газа в трубопроводе 120 может направляться в охлаждающий канал 32, расположенный в первичном теплообменнике 20, при этом поток газа может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с потоками хладагента и/или остаточного газа в соответствующих каналах 26 и 42. В ходе охлаждения, существенная часть метановых компонентов в охлажденном потоке газа из трубопровода 120 может конденсироваться из паровой фазы, чтобы за счет этого предоставлять дополнительно охлажденный двухфазный поток газа в трубопроводе 122. В одном или более вариантов осуществления, по меньшей мере, 50, 60, 70, 80 или 90 процентов общего объема метана, введенного в первичный обменник 20 через трубопровод 120, который находится в паровой форме, могут конденсироваться в охлаждающем канале 32.

[0029] Охлажденный поток газа в трубопроводе 122 может иметь температуру, по меньшей мере, -30, -50, -80 или -100 и/или не менее -200, -175, -150 или -120°C. Более конкретно, охлажденный поток газа в трубопроводе 122 может иметь температуру в диапазоне от -30 до -200°C, от -50 до -175°C, от -80 до -150°C или от -100 до -120°C. В конкретных вариантах осуществления, охлажденный поток газа в трубопроводе 122 может иметь температуру приблизительно -110°C. Дополнительно или альтернативно, охлажденный поток газа в трубопроводе 122 может иметь давление, по меньшей мере, 1,5, 2,5, 3,5 или 4,5 и/или не более 9, 8, 7 или 6 МПа. Более конкретно, поток газа в трубопроводе 122 может иметь давление в диапазоне 1,5-9, 2,5-8, 3,5-7 или 4,5-6 МПа.

[0030] Как показано на фиг., охлажденный, предпочтительно двухфазный поток в трубопроводе 122 может вводиться в дистилляционную колонну 30 и подвергаться фракционированию. Дистилляционная колонна 30 может представлять собой любой сосуд для парожидкостной сепарации, допускающий дополнительную сепарацию метана из водорода, монооксида углерода и азота. В одном или более вариантов осуществления, дистилляционная колонна 30 может представлять собой многоступенчатую дистилляционную колонну, содержащую, по меньшей мере, 2, 5, 10 или 12 и/или не более 50, 40, 30 или 20 фактических или теоретических ступеней сепарации. Когда дистилляционная колонна 30 содержит многоступенчатую колонну, один или более типов внутренних устройств колонны могут быть использованы для того, чтобы упрощать тепло- и/или массопередачу между паровой и жидкой фазами. Примеры подходящих внутренних устройств колонны могут включать в себя, но не только, тарелки для контактирования пара и жидкости, структурированную насадку, неструктурированную насадку и любую комбинацию вышеозначенного.

[0031] В различных вариантах осуществления, дистилляционная колонна 30 может быть сконфигурирована с возможностью сепарировать, по меньшей мере, 65, 75, 85, 90 или 99 процентов метана, присутствующего в потоках текучей среды, вводимых в нее. Дистилляционная колонна 30 может работать при давлении, по меньшей мере, 1, 1,5, 2 или 2,4 и/или не более 7, 6, 5 или 4,2 МПа. Более конкретно, дистилляционная колонна 30 может работать при давлении в диапазоне 1-7, 1,5-6, 2-5 или 2,4-4,2 МПа. В конкретных вариантах осуществления, дистилляционная колонна 30 может работать при давлении приблизительно 2,6 МПа или при давлении приблизительно 4,2 МПа в зависимости от содержания азота углеводородосодержащего газа, используемого в качестве подаваемого потока.

[0032] Температура дистилляционной колонны 30 может варьироваться в зависимости от содержания углеводородосодержащего газа, введенного в систему. В различных вариантах осуществления, верхняя половина дистилляционной колонны 30 может работать при температуре, по меньшей мере, -75, -100, -120 или -155°C и/или не менее -215, -200, -190 или -180°C. Более конкретно, верхняя половина дистилляционной колонны 30 может работать при температуре в диапазоне от -75 до -215°C, от -100 до -200°C,от -120 до -190°C или от -155 до -180°C. Кроме того, нижняя половина дистилляционной колонны 30 может работать при температуре, по меньшей мере, -35, -50, -65 или -85°C и/или не менее -200, -175, -150 или -110°C. Более конкретно, нижняя половина дистилляционной колонны 30 может работать при температуре в диапазоне от -35 до -200°C, от -50 до -175°C, от -65 до -150°C или от -85 до -110°C.

[0033] Как проиллюстрировано на фиг., нижний поток с пониженным содержанием азота выходит из дистилляционной колонны 30 через трубопровод 124, и верхний поток с повышенным содержанием азота выходит из дистилляционной колонны 30 через трубопровод 126.

[0034] При использовании в данном документе, "с пониженным содержанием азота" и "с повышенным содержанием азота" означают содержание азота сепарированных компонентов относительно содержания азота исходного компонента, из которого извлекаются сепарированные компоненты. Таким образом, компонент с повышенным содержанием азота содержит большую мольную процентную концентрацию азота, чем компонент, из которого он извлекается, тогда как компонент с пониженным содержанием азота содержит меньшую мольную процентную концентрацию азота, чем компонент, из которого он извлекается. В данном случае, верхний поток с повышенным содержанием азота содержит более высокую мольную процентную концентрацию азота по сравнению с потоком из трубопровода 122, тогда как нижний поток с пониженным содержанием азота содержит более низкую мольную процентную концентрацию азота по сравнению с потоком из трубопровода 122. Объемы верхнего потока с повышенным содержанием азота и нижнего потока с пониженным содержанием азота могут варьироваться в зависимости от содержания углеводородосодержащего газа в трубопроводе 110 и рабочих условий дистилляционной колонны 30.

[0035] Нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может иметь форму жидкости и содержать значительный объем метана. Например, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать, по меньшей мере, 60, 75, 80, 85, 90, 95, 96 или 97,5 мольных процентов метана. Дополнительно или альтернативно, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать не более 99,9, 99 или 98 мольных процентов метана.

[0036] Вследствие фракционирования в дистилляционной колонне 30, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать остаточные объемы азота. Например, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать, по меньшей мере, на 50, 60, 70, 80, 85, 90 или 95 процентов меньше азота, чем углеводородосодержащий газ на основе мольной процентной концентрации азота. В различных вариантах осуществления, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать менее 10, 8, 6, 5, 4, 3, 2 или 1 мольного процента азота.

[0037] Нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 также может содержать некоторый остаточный водород и монооксид углерода. Например, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать менее 1, 0,5, 0,1 или 0,01 мольных процента водорода. Дополнительно или альтернативно, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать менее 1, 0,5, 0,1 или 0,01 мольных процента монооксида углерода. В конкретных вариантах осуществления, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 практически не содержит водорода и/или монооксида углерода.

[0038] Кроме того, в различных вариантах осуществления, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать, по меньшей мере, 0,5, 1, 1,5 или 2 и/или не более 20, 10, 8, 6 или 4 мольных процента углеводородов C₂-C₆. Более конкретно, нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может содержать в диапазоне 0,5-20, 1-10, 1,5-6 или 2-4 мольных процента углеводородов C₂-C₆.

[0039] Как показано на фиг., нижний поток с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124 может направляться в охлаждающий канал 34, расположенный в первичном теплообменнике 20, при этом поток жидкости может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с потоками хладагента и/или остаточного газа в соответствующих каналах 26 и 42. Охлажденный поток, выходящий из охлаждающего канала 34 через трубопровод 128, может представлять собой LNG-обогащенный продукт. При использовании в данном документе, "LNG-обогащенное" означает то, что конкретный состав содержит, по меньшей мере, 50 мольных процентов метана. Следует отметить, что этот LNG-обогащенный продукт, в общем, имеет состав, идентичный составу нижнего потока с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124, описанном выше. Таким образом, все свойства и диапазоны состава, поясненные выше в отношении нижнего потока с пониженным содержанием азота в трубопроводе 124, также могут применяться к LNG-обогащенному продукту в трубопроводе 128. LNG-обогащенный продукт в трубопроводе 128 может иметь температуру, по меньшей мере, -120, -130, -140 или -145°C и/или не менее -200, -190, -180 или -165°C. Более конкретно, LNG-обогащенный продукт в трубопроводе 128 может иметь температуру в диапазоне от -120 до -200°C, от -130 до -190°C, от -140 до -180°C или от -145 до -165°C. В конкретных вариантах осуществления, LNG-обогащенный продукт в трубопроводе 128 может иметь температуру приблизительно -156°C.

[0040] Возвращаясь к верхнему потоку с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126, этот поток может иметь форму пара и может содержать большую часть азота, первоначально обнаруженного в углеводородосодержащем газе в трубопроводе 110. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать, по меньшей мере, 60, 75, 80, 85, 90, 95, или 98 процентов азота, первоначально присутствующего в углеводородосодержащем газе. В различных вариантах осуществления, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать, по меньшей мере, 5, 10, 25, 50, 75, 80, 85, 90 или 95 мольных процентов азота.

[0041] Кроме того, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать большую часть водорода и/или монооксида углерода, первоначально обнаруженного в углеводородосодержащем газе. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать, по меньшей мере, 40, 55, 75, 85, или 99 процентов водорода и/или монооксида углерода, первоначально присутствующего в углеводородосодержащем газе.

[0042] В различных вариантах осуществления, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать, по меньшей мере, 5, 15, 25 или 30 и/или не более 75, 65, 50 или 40 мольных процентов водорода. Альтернативно, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может практически не содержать водород. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать менее 25, 15, 10, 5 или 1 мольного процента водорода. Дополнительно или альтернативно, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать менее 25, 15, 10, 5 или 1 мольного процента монооксида углерода.

[0043] Кроме того, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать немного остаточного метана. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может содержать менее 10, 5, 4, 3, 2 или 1 мольного процента метана.

[0044] Как показано на фиг., верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 126 может направляться в охлаждающий канал 36, расположенный в первичном теплообменнике 20, при этом поток может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с потоками хладагента и/или остаточного газа в соответствующих каналах 26 и 42. Охлажденный поток газа, выходящий из охлаждающего канала 36 через трубопровод 130, может иметь температуру, по меньшей мере, -120, -130, -140 или -145°C и/или не менее -200, -190, -180 или -165°C. Более конкретно, охлажденный поток в трубопроводе 130 может иметь температуру в диапазоне от -120 до -200°C, от -130 до -190°C, от -140 до -180°C или от -145 до -165°C. В конкретных вариантах осуществления, охлажденный поток в трубопроводе 130 может иметь температуру приблизительно -156°C.

[0045] Охлажденный поток в трубопроводе 130 затем может направляться в барабан 38 конденсатора флегмы, при этом, по меньшей мере, часть охлажденного потока в трубопроводе 130 может сепарироваться на поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота и верхний поток с повышенным содержанием азота. Поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота выходит из барабана 38 конденсатора флегмы через трубопровод 132, и верхний поток с повышенным содержанием азота выходит из барабана 38 конденсатора флегмы через трубопровод 134.

[0046] Барабан 38 конденсатора флегмы может сепарировать охлажденный поток в трубопроводе 130 при давлении, по меньшей мере, 1, 1,5, 2 или 2,4 и/или не более 8, 6, 5 или 4,2 МПа. Более конкретно, барабан 38 конденсатора флегмы может работать при давлении в диапазоне 1-8, 1,5-6, 2-5 или 2,4-4,2 МПа. В конкретных вариантах осуществления, давление в барабане 38 конденсатора флегмы может быть идентичным или практически идентичным давлению в дистилляционной колонне 30. При использовании в данном документе, "практически идентичный" означает то, что давление варьирует менее чем на 5 процентов.

[0047] Поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать большую часть метана, первоначально присутствующего в охлажденном потоке в трубопроводе 130. Например, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать, по меньшей мере, 50, 65, 75, или 95 процентов метана, первоначально присутствующего в охлажденном потоке в трубопроводе 130. В различных вариантах осуществления, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать, по меньшей мере, 10, 25, 40 или 65 и/или не более 99, 95, 85 или 80 мольных процентов метана. Более конкретно, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать в диапазоне 10-99, 25-95, 40-85 или 65-80 мольных процентов метана.

[0048] Дополнительно или альтернативно, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать остаточные объемы азота. Например, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать менее 40, 25, 15, 5 или 2 мольных процента азота.

[0049] Кроме того, в конкретных вариантах осуществления, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать водород, если он присутствует в исходном углеводородосодержащем газе. Например, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать, по меньшей мере, 0,1, 0,5, 1 или 3 и/или не более 20, 15, 10 или 5 мольных процентов водорода. Более конкретно, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может содержать в диапазоне 0,1-20, 0,5-15, 1-10 или 3-5 мольных процентов водорода. В конкретных вариантах осуществления, поток жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может практически не содержать водород.

[0050] По меньшей мере, часть потока жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 может накачиваться через флегмовый насос 40 в трубопровод 136, по которому она может передаваться в дистилляционную колонну 30 для использования в качестве потока флегмы. Использование потока жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 в качестве потока флегмы может помогать минимизировать потери метана в установкае 10. Кроме того, использование потока жидкой флегмы с пониженным содержанием азота в трубопроводе 132 в качестве потока флегмы может обеспечивать более плотное управление температурным режимом в дистилляционной колонне 30, что позволяет повышать эффективность сепарации азота и метана в дистилляционной колонне 30.

[0051] Снова обращаясь к фиг., верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать большую часть азота, первоначально присутствующего в охлажденном потоке в трубопроводе 130. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать, по меньшей мере, 50, 65, 75, или 95 процентов азота, первоначально присутствующего в охлажденном потоке в трубопроводе 130. В различных вариантах осуществления, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать, по меньшей мере, 10, 25, 50, 65, 80 или 95 мольных процентов азота.

[0052] Кроме того, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать остаточные объемы метана. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать менее 10, 6, 5, 3, 2 или 1 мольного процента метана.

[0053] Дополнительно или альтернативно, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать водород, если он присутствует в углеводородосодержащем газе. Например, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать, по меньшей мере, 15, 25, 35 или 50 и/или не более 99, 95, 85 или 80 мольных процентов водорода. Более конкретно, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может содержать в диапазоне 15-99, 25-95, 35-85 или 50-80 мольных процентов водорода. В конкретных вариантах осуществления, верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может практически не содержать водород.

[0054] Как показано на фиг., верхний поток с повышенным содержанием азота в трубопроводе 134 может направляться в нагревательный канал 42 первичного теплообменника 20, при этом поток может нагреваться через косвенный теплообмен с каналами 22, 24, 32, 34 и 36. Результирующий нагретый поток пара в трубопроводе 138 необязательно может сжиматься через компрессор 44 остаточного газа до направления из установкаа 10 для восстановления LNG через трубопровод 140. После удаления из установкаа 10 для восстановления LNG, поток сжатого газа в трубопроводе 140 может направляться для дальнейшего использования, обработки и/или хранения.

[0055] Обращаясь теперь к холодильному циклу 12 установкаа 10 для восстановления LNG, проиллюстрированного на фиг., этот холодильный цикл дополнительно описывается в патенте (США) номер 5657643, который полностью содержится в данном документе по ссылке. Холодильный цикл 12 с замкнутым контуром проиллюстрирован как, в общем, содержащий компрессор 46 хладагента, необязательный межступенчатый охладитель 48 и межступенчатый сборник 50, конденсатор 52 хладагента, сборник 54 хладагента и отсасывающий барабан 56 для хладагента. Как показано на фиг., поток смешанного хладагента, извлекаемый из отсасывающего барабана 56 через трубопровод 142, может направляться во всасывающее отверстие компрессора 46 хладагента, при этом давление потока хладагента может увеличиваться. Когда компрессор 46 хладагента содержит многоступенчатый компрессор, имеющий две или более ступени сжатия, как показано на фиг., поток частично сжатого хладагента, выходящий из первой ступени (низкого давления) компрессора 46, может направляться через трубопровод 144 в межступенчатый охладитель 48, при этом поток может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с охлаждающей средой (например, охлаждающей водой или воздухом).

[0056] Результирующий двухфазный поток в трубопроводе 146 может вводиться в межступенчатый сборник 50, в котором паровая и жидкая части могут быть сепарированы. Поток пара, извлекаемый из сборника 50 через трубопровод 148, может направляться во впускное отверстие второй ступени (высокого давления) компрессора 46 хладагента, при этом поток дополнительно может сжиматься. Результирующий поток пара со сжатым хладагентом может рекомбинироваться с частью хладагента в жидкой фазе, извлекаемого из межступенчатого сборника 50 через трубопровод 150, и накачиваться под давлением через насос 58 для подачи хладагента, как показано на фиг.

[0057] Поток комбинированного хладагента в трубопроводе 152 затем может направляться в конденсатор 52 хладагента, при этом поток хладагента под давлением может охлаждаться и, по меньшей мере, частично конденсироваться через косвенный теплообмен с охлаждающей средой (например, охлаждающей водой) до введения в сборник 54 хладагента через трубопровод 154. Как показано на фиг., паровая и жидкая части потока двухфазного хладагента в трубопроводе 154 могут сепарироваться и отдельно извлекаться из сборника 54 хладагента через соответствующие трубопроводы 156 и 158. Необязательно, часть потока жидкости в трубопроводе 158, подаваемая под давлением через насос 60 для подачи хладагента, может комбинироваться с потоком пара в трубопроводе 156 непосредственно перед или в охлаждающем канале 24 для хладагента, расположенном в первичном обменнике 20, как показано на фиг. В одном варианте осуществления, рекомбинирование части паровой и жидкой частей сжатого хладагента таким способом может помогать обеспечивать надлежащее распределение текучей среды в охлаждающем канале 24 для хладагента.

[0058] По мере того, как поток сжатого хладагента протекает через охлаждающий канал 24 для хладагента, поток конденсируется и переохлаждается, так что температура потока жидкого хладагента, извлекаемого из первичного теплообменника 20 через трубопровод 160, значительно ниже точки образования пузырьков смеси хладагентов. Переохлажденный поток хладагента в трубопроводе 160 затем может расширяться за счет прохождения через расширительное устройство 62 (проиллюстрировано в данном документе в качестве клапана Джоуля-Томпсона 62, хотя могут использоваться другие типы расширительных устройств), в котором давление потока может уменьшаться, за счет этого охлаждая и, по меньшей мере, частично испаряя поток хладагента. Охлажденный поток двухфазного хладагента в трубопроводе 162 затем может направляться через нагревательный канал 26 для хладагента, при этом существенная часть охлаждения, сформированного через расширение хладагента, может восстанавливаться в качестве охлаждения для одного или более технологических потоков, включающих в себя поток хладагента, протекающий через охлаждающий канал 24, как подробно пояснено выше. Нагретый поток хладагента, извлекаемый из первичного теплообменника 20 через трубопровод 164, затем может направляться в отсасывающий барабан 56 для хладагента перед сжатием и повторным пропусканием через холодильный цикл 12 с замкнутым контуром, как пояснено выше.

[0059] Согласно различным вариантам осуществления, в ходе каждого этапа вышеописанного холодильного цикла, температура хладагента может поддерживаться таким образом, что, по меньшей мере, часть или существенная часть метана, первоначально присутствующего в подаваемом потоке газа, может конденсироваться в первичном обменнике 20. Например, в различных вариантах осуществления, по меньшей мере, 50, 65, 75, 80, 85, 90 или 95 процентов полного метана, первоначально присутствующего в подаваемом потоке газа, введенном в первичный обменник 20, может конденсироваться. В некоторых вариантах осуществления, проведение холодильного цикла 12 при более высоких температурах может снижать образование одного или более нежелательных побочных продуктов в подаваемом потоке газа, такие как, например, осадки оксида азота (например, осадки NOx), которые могут формироваться в температурах ниже примерно -100°C. Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, образование таких побочных продуктов может минимизироваться или почти исключаться.

[0060] В одном варианте осуществления, хладагент, используемый в холодильном цикле 12 с замкнутым контуром, может представлять собой смешанный хладагент. При использовании в данном документе, термин "смешанный хладагент" означает состав хладагента, содержащий две или более составляющие. В одном варианте осуществления, смешанный хладагент, используемый посредством холодильного цикла 12, может содержать две или более составляющие, выбранные из группы, состоящей из метана, этилена, этана, пропилена, пропана, изобутана, n-бутана, изопентана, n-пентана и комбинаций вышеозначенного. В некоторых вариантах осуществления, состав хладагента может содержать метан, этан, пропан, нормальный бутан и изопентан и может практически исключать определенные компоненты, включающие в себя, например, азот или галогенизированные углеводороды. Согласно одному или более вариантов осуществления, состав хладагента может иметь начальную точку кипения, по меньшей мере, -80, -85 или -90°C и/или не более -50, -55 или -60°C. Различные конкретные составы хладагента предполагаются согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. Нижеприведенная таблица 1 содержит сводку по широкому, промежуточному и узкому диапазонам для нескольких примерных смесей хладагентов.

Табл. 1. Примерные составы смешанного хладагента

[0061] В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, может быть желательным регулировать состав смешанного хладагента, чтобы за счет этого изменять его кривую охлаждения и, следовательно, его холодильный потенциал. Такая модификация может быть использована для того, чтобы приспосабливать, например, изменения состава и/или расхода подаваемого потока газа, введенного в установка 10 для восстановления LNG. В одном варианте осуществления, состав смешанного хладагента может регулироваться таким образом, что кривая нагревания испаряющегося хладагента более близко совпадает с кривой охлаждения подаваемого потока газа. Один способ для такого согласования кривой описывается подробно в патенте (США) номер 4033735, раскрытие сущности которого полностью содержится в данном документе по ссылке.

[0062] Таким образом, вышеописанные способы и системы могут быть использованы для того, чтобы удалять азот из углеводородосодержащего газа, за счет этого обеспечивая возможность восстановления LNG-потока.

[0063] Предпочтительные формы изобретения, описанные выше, должны использоваться только в качестве иллюстрации и не должны использоваться в ограничивающем смысле, чтобы интерпретировать объем настоящего изобретения. Модификации примерных вариантов осуществления, изложенных выше, могут легко вноситься специалистами в данной области техники без отступления от сущности настоящего изобретения.

[0064] Авторы изобретения настоящим заявляют намерение основываться на доктрине эквивалентов для того, чтобы определять и оценивать достаточно справедливый объем настоящего изобретения, поскольку она относится к любому устройству без существенного отступления за пределы буквального объема изобретения, как указано в нижеприведенной формуле изобретения.

Определения

[0065] Следует понимать, что нижеприведенное не имеет намерение быть исключающим списком заданных терминов. Другие определения могут предоставляться в вышеприведенном описании, к примеру, при сопровождении использования заданного термина в контексте.

[0066] При использовании в данном документе, термины "a", "an" и "the" означают один или более.

[0067] При использовании в данном документе, термин "и/или", если используется в списке из двух или более элементов, означает то, что любой из перечисленных элементов может использоваться отдельно, либо может использоваться любая комбинация двух или более из перечисленных элементов. Например, если структура описывается как содержащая компоненты "A", "B" и/или "C", структура может содержать только "A"; только "B"; только "C"; "A" и "B" в комбинации; "A" и "C" в комбинации; "B" и "C" в комбинации; либо "A", "B" и "C" в комбинации.

[0068] При использовании в данном документе, термины "содержащий", "содержит" и "содержать" представляют собой свободные переходные термины, используемые для того, чтобы переходить от объекта, изложенного перед термином, к одному или более элементов, изложенных после термина, причем элемент или элементы, перечисленные после переходного термина, не обязательно представляют собой единственные элементы, которые составляют объект.

[0069] При использовании в данном документе, термины "имеющий", "имеет" и "иметь" имеют идентичный свободный смысл с "содержащий", "содержит" и "содержать", предоставленными выше

[0070] При использовании в данном документе, термины "включающий в себя", "включать в себя" и "включенный" имеют идентичный свободный смысл с "содержащий", "содержит" и "содержать", предоставленными выше.

[0071] При использовании в данном документе, ссылки на "один вариант осуществления", "вариант осуществления" или "варианты осуществления" означают, что признак или признаков, на которые ссылаются, включены, по меньшей мере, в один вариант осуществления технологии. Отдельные ссылки на "один вариант осуществления", "вариант осуществления" или "варианты осуществления" в этом описании не обязательно означают идентичный вариант осуществления и также не являются взаимоисключающими, если только это не указано явно, и/или в качестве исключения, как должно быть очевидным для специалистов в данной области техники из описания. Таким образом, настоящее изобретение может включать в себя множество комбинаций и/или интеграций вариантов осуществления, описанных в данном документе.

[0072] При использовании в данном документе, термин "примерно" означает то, что ассоциированное значение может варьироваться на 10 процентов от своего указанного значения.

Диапазоны числовых значений

[0073] Настоящее описание использует диапазоны числовых значений для того, чтобы количественно определять определенные параметры, связанные с изобретением. Следует понимать, что когда диапазоны числовых значений предоставляются, такие диапазоны должны истолковываться как оказывающие буквальную поддержку для ограничений на пункты формулы изобретения, которые излагают только нижнее значение диапазона, а также для ограничений на пункты формулы изобретения, которые излагают только верхнее значение диапазона. Например, раскрытый диапазон числовых значений 10-100 предоставляет буквальную поддержку для пункта формулы изобретения, гласящего "более 10" (без верхних границ), и для пункта формулы изобретения, гласящего "менее 100" (без нижних границ).