ЕДИНЫЙ КАСКАДНЫЙ ПРОЦЕСС ИСПАРЕНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТКА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРИМЕНЕНИИ, СВЯЗАННОМ С ПЛАВУЧИМИ РЕЗЕРВУАРАМИ Российский патент 2018 года по МПК F17C9/02 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0001] Данное изобретение в общем относится к сжижению природного газа, а конкретнее - к испарению и извлечению сжиженного природного газа на морском объекте для сжижения.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Природный газ является важным ресурсом, широко применяемым в качестве источника энергии или промышленного исходного сырья, используемого, например, в производстве пластмасс. Состоящий преимущественно из метана, природный газ представляет собой смесь существующих в природе газообразных углеводородов и в типичном случае обнаруживается в глубоких подземных пластах естественных горных пород или других коллекторах углеводородов. Другие компоненты природного газа включают в себя - но не в ограничительном смысле - этан, пропан, диоксид углерода, азот и сероводород.

[0003] Как правило, природный газ транспортируют от источника к потребителям по трубопроводам, которые физически связывают коллектор с рынком. Так как природный газ иногда находят в отдаленных областях, где нет необходимой инфраструктуры (т.е., трубопроводов), следует пользоваться альтернативными способами транспортировки природного газа. Эта ситуация обычно возникает когда источник природного газа и рынок разделены большими расстояниями, например большим водным пространством. Если минимизировать стоимость транспортировки природного газа, то выпуск этого природного газа из отдаленных областей в продажу может иметь большую коммерческую ценность.

[0004] Один альтернативный способ транспортировки природного газа подразумевает преобразование природного газа в сжиженную форму посредством процесса сжижения. Так как в стандартных атмосферных условиях природный газ существует в паровой фазе, его следует подвергнуть определенным термодинамическим процессам для сжижения с получением сжиженного природного газа (СПГ). В своей сжиженной форме, природный газ имеет удельный объем, который значительно меньше, чем его удельный объем в его паровой форме. Таким образом, процесс сжижения значительно увеличивает простоту транспортировки и хранения природного газа, в частности - в случаях, где трубопроводов в наличии нет. Например, океанские суда, перевозящие СПГ, могут эффективно связать источник природного газа с отдаленным рынком, когда источник и рынок разделены большими водными пространствами.

[0005] Преобразование природного газа в сжиженную форму может иметь и другие экономические выгоды. Например, хранение СПГ может способствовать компенсации периодических колебаний предложения природного газа и спроса на него. В частности, когда мал спрос на природный газ и/или велико его предложение, можно легко «делать запасы» СПГ для использования позже. В результате будущие пики спроса можно удовлетворить за счет СПГ из хранилищ, причем испарять его можно, когда этого потребует спрос.

[0006] Для хранения и транспортировки природного газа в жидком состоянии, природный газ, как правило, охлаждают до -160°C при давлении паров, близком к атмосферному. Сжижение природного газа может быть достигнуто путем последовательного пропускания газа при повышенном давлении через множество ступеней охлаждения, где газ охлаждается до последовательно более низких температур, пока не достигается температура сжижения. Охлаждение в общем случае достигается путем косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими, как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, диоксид углерода, или комбинацией вышеперечисленных хладагентов (например, системами смешанных хладагентов).

[0007] Нарастает стремление развивать технологии плавучих комплексов сжиженного природного газа (ПКСПГ), которые позволили бы проводить операции на морских комплексах по производству СПГ. Такой комплекс мог бы плавать над шельфовым месторождением газа, где его можно добывать, сжижать, запасать, а также передавать СПГ на корабли в море перед перевозкой СПГ морем непосредственно на рынки.

[0008] В соответствии с различными аспектами плавучего комплекса его можно подвергать осмотру (например, проверке на утечку из внутренних резервуаров, эффективность изоляции, и т.д.) и/или техническому обслуживанию, которое может потребовать физического доступа в резервуары для хранения СПГ, имеющиеся на ПКСПГ. Прежде, чем этот физический доступ станет возможным, партию СПГ, хранящуюся в резервуарах, нужно испарить и извлечь после осмотра и/или технического обслуживания. Хотя и существуют обычные способы испарения и извлечения СПГ из резервуаров для хранения СПГ, из-за ограничений в тесном пространстве возможны дополнительные технические проблемы, связанные с удалением остаточного СПГ из резервуаров для хранения СПГ, имеющихся на ПКСПГ. Более того, некоторые обычные способы работы с СПГ не позволяют извлекать испаряемый СПГ.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0009] Данное изобретение в общем относится к сжижению природного газа, а в частности - к испарению и извлечению сжиженного природного газа на морском объекте для сжижения.

[0010] Один возможный способ испарения сжиженного природного газа (СПГ), получаемого из основного процесса сжижения и хранимого в резервуаре для хранения СПГ, заключается в том, что: a) нагревают по меньшей мере часть СПГ, чтобы обеспечить поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости; b) направляют поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости в систему резкого охлаждения, причем эта система резкого охлаждения охлаждает поток отпарного газа, чтобы обеспечить резко охлажденный поток; и c) сжимают резко охлажденный поток, чтобы обеспечить сжатый резко охлажденный поток.

[0011] Еще один возможный способ испарения сжиженного природного газа (СПГ), получаемого из основного процесса сжижения и хранимого в резервуаре СПГ, заключается в том, что: a) нагревают посредством подогретого потока преимущественно метана по меньшей мере часть СПГ, чтобы обеспечить поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости; b) направляют поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости в систему резкого охлаждения, причем эта система резкого охлаждения охлаждает поток отпарного газа, чтобы обеспечить резко охлажденный поток; и c) сжимают резко охлажденный поток, чтобы обеспечить сжатый резко охлажденный поток.

[0012] Возможная система для испарения сжиженного природного газа (СПГ) содержит: по меньшей мере один резервуар для хранения СПГ с целью хранения криогенных материалов; систему резкого охлаждения, находящуюся ниже по потоку от упомянутого по меньшей мере одного резервуара для хранения СПГ, для охлаждения отпарного газа, получаемого из упомянутого по меньшей мере одного резервуара для хранения СПГ, причем система резкого охлаждения содержит по меньшей мере два трубопровода, при этом первый трубопровод позволяет транспортировать отпарной газ из упомянутого по меньшей мере одного резервуара для хранения СПГ в систему резкого охлаждения, а второй трубопровод позволяет транспортировать быстро охлаждающий поток жидкости из упомянутого по меньшей мере одного резервуара для хранения СПГ в систему резкого охлаждения; и компрессор, находящийся ниже по потоку от системы резкого охлаждения, причем конфигурация компрессора обеспечивает сжатие потока, выходящего из системы резкого охлаждения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0013] Более полное понимание данного изобретения и его полезных эффектов можно получить, обратившись к нижеследующему описанию, приводимому в связи с прилагаемыми чертежами, при этом:

[0014] на фиг. 1 представлена упрошенная схема каскадного процесса охлаждения для производства СПГ, совместимого с системой для испарения и извлечения в соответствии с одним или более вариантами осуществления;

[0015] на фиг. 2A представлена схема системы для испарения и извлечения в соответствии с одним или более вариантами осуществления, работающей в открытом режиме;

[0016] на фиг. 2B представлена схема системы для испарения и извлечения в соответствии с одним или более вариантами осуществления, работающей в закрытом режиме.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0017] В данном изобретении предложены системы и способы испарения и извлечения остаточного СПГ, обнаруживаемого в резервуарах для хранения СПГ. Резервуары для хранения СПГ представляют собой специализированные изолированные криогенные контейнеры, используемые для хранения СПГ. Хотя резервуары для хранения СПГ, как правило, устанавливаются в грунте или над ним, их также можно устанавливать на морском основании для производства СПГ. Резервуар для хранения СПГ, установленный на морском основании, будет именоваться «резервуаром для хранения СПГ, имеющимся на ПКСПГ».

[0018] Хотя СПГ в общем случае считается безопасным (например, СПГ не взрывоопасен, поскольку является жидкостью), рекомендуется и/или требуется периодический технический осмотр комплексов СПГ. Инспекцию по технике безопасности резервуаров для хранения СПГ зачастую проводят в пределах 5-ти лет после даты постройки или истечения доверительного интервала после даны предыдущего осмотра в соответствии с требованиями руководящего органа (например, классификационного общества). Перед проведением этих инспекций, СПГ, хранящийся в резервуаре для хранения СПГ, следует извлечь. Как правило, труднее всего испарять и извлекать последние несколько футов СПГ, остающегося от подошвы резервуаров («остаточного СПГ»). Хотя резервуар для хранения СПГ, подвергаемый инспекции и/или техническому обслуживанию, должен находиться в свободном от газа или почти свободном от газа состоянии, затраты, связанные с инспекцией и/или техническим обслуживанием, можно минимизировать, если эксплуатация других резервуаров для хранения СПГ продолжается. Этого можно достичь путем отделения откачанного резервуара для хранения СПГ от выкидных или отгрузочных магистралей. Инспекция и/или техническое обслуживание резервуаров для хранения СПГ возможны сразу же после вывода резервуаров для хранения СПГ из эксплуатации. Данное изобретение может значительно сократить время, требуемое для испарения и извлечения СПГ перед инспекцией и/или техническим обслуживанием. Кроме того, СПГ, испаренный из резервуара для хранения СПГ, можно извлекать в основной процесс сжижения (т.е., процесс производства СПГ). Этот процесс испарения и извлечения может сокращать сжигание в факелах. Другие преимущества станут очевидными из приводимого описания.

[0019] Данное изобретение может быть воплощено на комплексе СПГ, используемом для охлаждения природного газа до его температуры сжижения с целью производства сжиженного природного газа, или может быть связано с этим комплексом иным образом. В общем случае, на комплексе СПГ применяют один или несколько хладагентов для отбора тепла у природного газа и отвода в окружающую среду. Существуют многочисленные конфигурации систем для производства СПГ, и данное изобретение может быть воплощено в системах для производства СПГ, относимых ко многим разным типам. Данное изобретение может быть объединено с одним или несколькими существующими процессами производства СПГ (включая каскадные процессы) и может быть совмещено с будущими процессами производства СПГ (включая процессы и оборудование ПКПСПГ), что сокращает требуемое основное оборудование. В том смысле, в каком он употребляется здесь, термин «система для испарения и извлечения» относится к тем конструктивным компонентам и оборудованию, которые в первую очередь и вовлекаются в испарение и извлечение остаточного СПГ.

[0020] В одном варианте осуществления, данное изобретение может быть воплощено в системе со смешанным хладагентом для производства СПГ. Примеры процессов с использованием смешанных хладагентов могут предусматривать - но не в ограничительном смысле - применение одноконтурной системы охлаждения со смешанным хладагентом, системы охлаждения со смешанным хладагентом, предварительно охлажденным пропаном, и двухконтурной системы охлаждения со смешанным хладагентом.

[0021] В еще одном варианте осуществления данное изобретение может быть может быть воплощено в каскадной системе для производства СПГ, в которой применяется процесс охлаждения каскадного типа, предусматривающий использование одного или нескольких преимущественно чистых составляющих хладагентов. Хладагенты, используемые в процессах охлаждения каскадного типа, могут иметь существенно более низкие температуры кипения, чтобы облегчить отбор тепла из потока сжижаемого природного газа. Помимо этого, процессы охлаждения каскадного типа могут предусматривать некоторый уровень тепловой интеграции. Например, процесс охлаждения каскадного типа может предусматривать охлаждение одним или несколькими хладагентами, обладающими более высокой летучестью, посредством косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, обладающими менее высокой летучестью. В дополнение к охлаждению потока природного газа посредством косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, в каскадных системах для производства СПГ и системах со смешанными хладагентами для производства СПГ возможно применение одной или нескольких ступеней охлаждения расширением для охлаждения СПГ с одновременным понижением его давления.

КАСКАДНЫЙ ПРОЦЕСС ПРОИЗВОДСТВА СПГ

[0022] В одном варианте осуществления, в процессе производства СПГ возможно применение процесса охлаждения каскадного типа, в котором используют множество многоступенчатых холодильных циклов, каждый из которых предусматривает применение отличающейся композиции хладагента для последовательного охлаждения потока природного газа до все более и более низких температур. Например, первый хладагент можно использовать для охлаждения в первом холодильном цикле. Второй хладагент можно использовать для охлаждения во втором холодильном цикле. Третий хладагент можно использовать для охлаждения в третьем холодильном цикле. Каждый холодильный цикл можно рассматривать как закрытый цикл или открытый цикл. Термины «первый», «второй» и «третий» относятся к относительному положению холодильного цикла. Например, первый холодильный цикл расположен непосредственно выше по потоку от второго холодильного цикла, а второй холодильный цикл расположен непосредственно выше по потоку от третьего холодильного цикла, и т.д. Хотя сделана по меньшей мере одна ссылка на каскадный процесс производства СПГ, содержащий 3 разных хладагента в 3-х разных холодильных циклах, это не следует рассматривать это как ограничение. Считается, что совместимым с одним или несколькими вариантами осуществления данного изобретения может быть каскадный процесс производства СПГ, подразумевающий любое количество хладагентов и/или холодильных циклов. Можно также предусмотреть внесение других изменений в каскадный процесс производства СПГ. В еще одном варианте осуществления можно использовать соответствующую данному описанию систему для удаления тяжелых компонентов смешанного орошения в не каскадных процессах производства СПГ. Один возможный не каскадный процесс производства СПГ включает в себя процесс производства СПГ с использованием смешанного хладагента, предусматривающий применение комбинации двух или более хладагентов для охлаждения потока природного газа по меньшей мере в одном холодильном цикле.

[0023] Обращаясь сначала к фиг. 1, отмечаем, что здесь изображен возможный каскадный комплекс СПГ в соответствии с описываемым здесь замыслом. Комплекс СПГ, изображенный на фиг. 1, в общем содержит пропановый холодильный цикл 30, этиленовый холодильный цикл 50 и метановый холодильный цикл 70 с расширительной секцией 80. Фиг. 2A и 2B иллюстрируют варианты осуществления системы для испарения и извлечения, которая может быть выполнена как единое целое с комплексом по производству СПГ (например, комплексом, показанным на фиг. 1). Более конкретно, фиг. 2A иллюстрирует открытый режим работы («открытый режим»), в котором испарение и извлечение остаточного СПГ достигается, когда система для испарения и извлечения открыта для основного процесса сжижения (например, процесса, показанного на фиг. 1). Фиг. 2B иллюстрирует закрытый режим работы («закрытый режим»), в котором испарение и извлечение остаточного СПГ достигается, когда система для испарения и извлечения закрыта для основного процесса сжижения. Специалисты в данной области техники поймут, что фиг. 1-2B являются лишь схематическими, и поэтому многие единицы оборудования, которые могут понадобиться в промышленной установке для успешной работы, не показаны из соображений ясности изображения. Такие единицы могли бы включать в себя, например, органы управления компрессорами, средства измерения расходов и уровней и соответствующие контроллеры, органы регулирования температур и давлений, насосы, электродвигатели, фильтры, дополнительные теплообменники, вентили и т.п. Эти единицы могут быть обеспечены в соответствии со стандартной инженерной практикой.

[0024] Хотя для обозначения соответствующих первого, второго и третьего хладагентов употребляются названия «пропан», «этилен» и «метан», следует понимать, что вариант осуществления, иллюстрируемый на фиг. 1 и описываемый здесь, применим к любой комбинации подходящих хладагентов. Основные компоненты пропанового холодильного цикла 30 включают в себя пропановый компрессор 31, пропановый холодильный агрегат (охлодитель) или конденсатор 32, пропановые охладители 33A и 33B ступени высокого давления, пропановый охладитель 34 ступени среднего давления, и пропановый охладитель 35 ступени низкого давления. Основные компоненты этиленового холодильного цикла 50 включают в себя этиленовый компрессор 51, этиленовый холодильный агрегат 52, этиленовый охладитель 53 ступени высокого давления, этиленовый охладитель или конденсатор 55 ступени низкого давления, и этиленовый экономайзер 56. Основные компоненты метанового холодильного цикла 70 включают в себя метановый компрессор 71, метановый холодильный агрегат 72 и метановый экономайзер 73. Основные компоненты расширительной секции 80 включают в себя метановый расширительный вентиль и/или детандер 81 ступени высокого давления, испарительный барабан 82 метана ступени высокого давления, метановый расширительный вентиль и/или детандер 83 ступени среднего давления, испарительный барабан 84 метана ступени среднего давления, метановый расширительный вентиль и/или детандер 85 ступени низкого давления и испарительный барабан 86 метана ступени низкого давления.

[0025] Работа комплекса СПГ, проиллюстрированного на фиг. 1, теперь будет описана подробнее, начиная с пропанового холодильного цикла 30. Пропан сжимается в многоступенчатом (например, трехступенчатом) пропановом компрессоре 31, привод которого осуществляет, например, газотурбинный двигатель (не изображен). Ступени сжатия могут существовать в одном-единственном агрегате, либо в двух или более отдельных агрегатах, механически связанных с одним-единственным двигателем. После сжатия, пропан пропускается по трубопроводу 300 в пропановый холодильный агрегат 32, где охлаждается и сжижается посредством косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Часть потока из пропанового холодильного агрегата 32 может быть затем пропущена по трубопроводам 302 и 302A в средство понижения давления, изображенное в виде расширительного вентиля 36A, в котором давление сжиженного пропана понижается, вследствие чего часть его испаряется или вскипает. Получающийся двухфазный поток затем течет по трубопроводу 304А в пропановый охладитель 33A ступени высокого давления, где может охлаждать поток 110 природного газа в средстве 38 косвенного теплообмена. Пропановый охладитель 33A ступени высокого давления использует вскипевший пропановый хладагент для охлаждения поступающего потока природного газа в трубопроводе 110. Еще одна часть потока из пропанового холодильного агрегата 32 направляется по трубопроводу 302B в еще одно средство понижения давления, изображенное в виде расширительного вентиля 36B, в котором давление сжиженного пропана понижается в потоке 304B.

[0026] Охлажденный поток природного газа из пропанового охладителя 33A ступени высокого давления течет по трубопроводу 114 в разделительный сосуд, в котором происходит удаление воды, а в некоторых случаях - части пропана и/или более тяжелых компонентов, и за которым в случаях, где обработка не завершена уже выше по потоку, как правило, следует очистная система 40, в которой влага, ртуть и соединения ртути, крупные частицы и другие загрязнители удаляются для создания очищенного потока. Поток выходит из очистной системы 40 по трубопроводу 116. Затем поток 116 попадает в пропановый охладитель 34 ступени среднего давления, в котором поток охлаждается в средстве 41 косвенного теплообмена - за счет косвенного теплообмена с потоком пропанового хладагента. Получаемый охлажденный поток в трубопроводе 118 направляется в пропановый охладитель 35 ступени низкого давления, в которой возможно дальнейшее охлаждение потока с помощью средства 42 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток может затем выйти из пропанового охладителя 35 ступени низкого давления по трубопроводу 120. После этого, охлажденный поток в трубопроводе 120 может быть направлен в этиленовый охладитель 53 ступени высокого давления.

[0027] Поток испаренного пропанового хладагента, выходящий из пропановых охладителей 33A и 33B ступени высокого давления, возвращается во входное отверстие ступени высокого давления пропанового компрессора 31 по трубопроводу 306. Поток не испаренного пропанового хладагента выходит из пропанового охладителя 33B по трубопроводу 308 и выделяется через средство понижения давления, изображенное в данном случае на фиг. 1 в виде расширительного вентиля 43. Жидкий пропановый хладагент в пропановом охладителе 33A ступени высокого давления обеспечивает холодопроизводительность для потока природного газа 110. Двухфазный поток хладагента может попасть в пропановый охладитель 34 ступени промежуточного давления по трубопроводу 310, тем самым обеспечивая охлаждающее вещество для потока природного газа (в трубопроводе 116) и потока, попадающего в пропановый охладитель 34 ступени среднего давления по трубопроводу 204. Испаренная часть пропанового хладагента выходит из пропанового охладителя 34 ступени среднего давления по трубопроводу 312 и попадает во входное отверстие ступени среднего давления пропанового компрессора 31. Сжиженная часть пропанового хладагента выходит из пропанового охладителя 34 ступени среднего давления по трубопроводу 314 и пропускается через средство понижения давления, изображенное здесь в виде расширительного вентиля 44, после чего давление сжиженного пропанового хладагента понижается для вскипания или испарения его части. Получающийся поток хладагента в фазах пара и жидкости можно затем направить в пропановый охладитель 35 ступени низкого давления по трубопроводу 316, и при этом поток хладагента может охлаждать богатый метаном поток и поток этиленового хладагента, попадающие в пропановый охладитель 35 ступени низкого давления по трубопроводам 118 и 206, соответственно. Затем поток испаренного пропанового хладагента выходит из пропанового охладителя 35 ступени низкого давления и направляется во входное отверстие ступени низкого давления пропанового компрессора 31 по трубопроводу 318, где сжимается и возвращается в оборот, как описано ранее.

[0028] По-прежнему обращаясь к фиг. 1, отмечаем, что поток этиленового хладагента в трубопроводе 202 попадает в пропановый охладитель 33B ступени высокого давления, в котором поток этилена охлаждается с помощью средства 39 косвенного теплообмена. Получающийся охлажденный поток этилена может быть затем направлен в трубопроводе 204 из пропанового охладителя 33B ступени высокого давления в пропановый охладитель 34 ступени среднего давления. Попав пропановый охладитель 34 ступени среднего давления, поток этиленового хладагента может быть дополнительно охлажден с помощью средства 45 косвенного теплообмена в пропановом охладителе 34 ступени среднего давления. Получающийся охлажденный поток этилена может затем выходить из пропанового охладителя 34 ступени среднего давления и может быть направлен по трубопроводу 206, попадая в пропановый охладитель 35 ступени низкого давления. В пропановом охладителе 35 ступени низкого давления, поток этиленового хладагента может быть по меньшей мере частично конденсирован или конденсирован целиком с помощью средства 46 косвенного теплообмена. Получающийся поток выходит из пропанового охладителя 35 ступени низкого давления по трубопроводу 208 и после этого может быть направлен в разделительный сосуд 47, из которого паровая часть потока, если она есть, может быть удалена по трубопроводу 210, а жидкая часть потока этиленового хладагента может выйти из разделительного сосуда 47 по трубопроводу 212. Жидкая часть потока этиленового хладагента, выходящая из разделительного сосуда 47, может иметь характерные температуру и абсолютное давление, составляющие примерно -24°F (примерно -31°C) и примерно 285 фунтов-сил на квадратный дюйм (фн-с/кв.д) (примерно 1,965 кПа).

[0029] Обращаясь теперь к этиленовому холодильному циклу 50 на фиг. 1, отмечаем, что поток сжиженного этиленового хладагента в трубопроводе 212 может попасть в этиленовый экономайзер 56, в котором этот поток может быть дополнительно охлажден с помощью средства 57 косвенного теплообмена. Получающийся охлажденный поток жидкого этилена в трубопроводе 214 может быть затем направлен через средство понижения давления, изображенное здесь в виде расширительного вентиля 58, при этом давление охлажденного потока преимущественно жидкого этилена понижается, вследствие чего часть его вскипает или испаряется. Охлажденный двухфазный поток в трубопроводе 215 может затем попасть в этиленовый охладитель 53 ступени высокого давления. В этиленовом охладителе 53 ступени высокого давления по меньшей мере часть потока этиленового хладагента может испариться, дополнительно охлаждая поток в трубопроводе 120, попадающий в средство 59 косвенного теплообмена. Испаренный и остающийся сжиженным этиленовый хладагент выходит из этиленового охладителя 53 ступени высокого давления по трубопроводам 216 и 220, соответственно. Испаренный этиленовый хладагент в трубопроводе 216 может снова попасть в этиленовый экономайзер 56, в котором этот поток может быт подогрет с помощью средства 60 косвенного теплообмена перед тем, как попадет во входное отверстие ступени высокого давления этиленового компрессора 51 по трубопроводу 218. Этилен сжимается в многоступенчатом (например, трехступенчатом) этиленовом компрессоре 51, привод которого осуществляет, например, газотурбинный двигатель (не изображен). Ступени сжатия могут существовать в одном-единственном агрегате, либо в двух или нескольких отдельных агрегатах, механически связанных с одним-единственным двигателем.

[0030] Охлажденный поток в трубопроводе 120, выходящий из пропанового охладителя 35 ступени низкого давления, может быть направлен в этиленовый охладитель 53 ступени высокого давления, где охлаждается с помощью средства 59 косвенного теплообмена этиленового охладителя 53 ступени высокого давления. Остающийся сжиженным этиленовый хладагент, выходящий из этиленового охладителя 53 ступени высокого давления в трубопровод 220, может снова попасть в этиленовый экономайзер 56 и подвергнуться дальнейшему переохлаждению с помощью средства 61 косвенного теплообмена 61 в этиленовом экономайзере 56. Получающийся переохлажденный поток хладагента выходит из этиленового экономайзера 56 по трубопроводу 222, а потом проходит в средстве понижения давления, изображенном здесь в виде расширительного вентиля 62, при этом давление потока хладагента снижается, а часть его испаряется или вскипает. Получающийся охлажденный двухфазный поток в трубопроводе 224 попадает в этиленовый охладитель или конденсатор 55 ступени низкого давления.

[0031] Часть охлажденного потока природного газа, выходящего из этиленового охладителя 53 ступени высокого давления может быть направлена по трубопроводу 122, попадая в средство косвенного теплообмена 63 этиленового охладителя или конденсатора 55 ступени низкого давления. В этиленовом охладителе или конденсаторе 55 ступени низкого давления охлажденный поток может быть по меньшей мере частично конденсирован и - зачастую - переохлажден за счет косвенного теплообмена с этиленовым хладагентом, попадающим в этиленовый охладитель или конденсатор 55 ступени низкого давления по трубопроводу 224. Испаренный этиленовый хладагент выходит из этиленового охладителя или конденсатора 55 ступени низкого давления по трубопроводу 226, а потом попадает в этиленовый экономайзер 56. В этиленовом экономайзере 56 поток 226 испаренного этиленового хладагента может быть подогрет с помощью средства 64 косвенного теплообмена перед подачей во входное отверстие ступени низкого давления этиленового компрессора 51 по трубопроводу 230. Как показано на фиг. 1, поток сжатого этиленового хладагента выходит из этиленового компрессора 51 по трубопроводу 236, а потом попадает в этиленовый холодильный агрегат 52, в котором поток сжатого этилена может быть охлажден за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водой или воздухом). Получающийся охлажденный поток этилена вводится по трубопроводу 202 в пропановый охладитель 33B ступени высокого давления для дополнительного охлаждения, как описано ранее.

[0032] Поток конденсированного и - зачастую - переохлажденного жидкого природного газа, выходящий из этиленового охладителя или конденсатора 55 ступени низкого давления в трубопровод 124, можно также назвать «потоком, несущим сжатый СПГ». Этот поток, несущий сжатым СПГ, выходит из этиленового охладителя или конденсатора 55 ступени низкого давления по трубопроводу 124 до того, как попадает в основной метановый экономайзер 73. В основном метановом экономайзере 73, богатый метаном поток в трубопроводе 124 может быть дополнительно охлажден в средстве 75 косвенного теплообмена за счет косвенного теплообмена с одним или несколькими потоками метанового хладагента (например, 76, 77, 78). Охлажденный поток, несущий сжатый СПГ, выходит из основного метанового экономайзера 73 по трубопроводу 134 и направляется в расширительную секцию 80 метанового холодильного цикла 70. В расширительной секции 80 поток, несущий сжатый СПГ, сначала проходит через метановый расширительный вентиль или детандер 81 ступени высокого давления, где давление этого потока снижается, чтобы его часть испарилась или вскипела. Получающийся в трубопроводе 136 двухфазный богатый метаном поток может затем попасть в испарительный барабан 82 метана ступени высокого давления, в котором можно разделить паровую и жидкую части потока пониженного давления. Паровая часть потока пониженного давления (называемая также дроссельным газом ступени высокого давления) выходит из испарительного барабана 82 метана ступени высокого давления по трубопроводу 138, а затем попадает в основной метановый экономайзер 73, в котором по меньшей мере часть дроссельного газа ступени высокого давления может быть нагрета с помощью средства 76 косвенного теплообмена основного метанового экономайзера 73. Получающийся подогретый поток паров выходит из основного метанового экономайзера 73 по трубопроводу 138, а затем направляется во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 71, как показано на фиг. 1.

[0033] Жидкая часть потока пониженного давления выходит из испарительного барабана 82 метана ступени высокого давления по трубопроводу 142, снова попадая потом в основной метановый экономайзер 73, в котором поток жидкости может быть охлажден с помощью средства 74 косвенного теплообмена основного метанового экономайзера 73. Получающийся охлажденный поток выходит из основного метанового экономайзера 73 по трубопроводу 144, а затем направляется в вторую ступень расширения, изображенную здесь в виде расширительного вентиля и/или детандера 83 ступени среднего давления. Расширительный вентиль 83 ступени среднего давления дополнительно понижает давление охлажденного потока метана, что понижает температуру потока за счет испарения или вскипания его части. Получающийся в трубопроводе 146 двухфазный богатый метаном поток может затем попасть в испарительный барабан 84 метана ступени среднего давления, в котором можно разделить жидкую и паровую части этого потока, выходящие из испарительного барабана 84 метана ступени среднего давления по трубопроводам 148 и 150, соответственно. Паровая часть (называемая также дроссельным газом ступени среднего давления) в трубопроводе 150 может снова попасть в основной метановый экономайзер 73, в котором паровая часть может быть нагрета с помощью средства косвенного теплообмена 77 основного метанового экономайзера 73. Получающийся подогретый поток можно потом направить по трубопроводу 154 во входное отверстие ступени среднего давления метанового компрессор 71, как показано на фиг. 1.

[0034] Жидкий поток, выходящий из испарительного барабана 84 метана ступени среднего давления по трубопроводу 148, может затем попасть через расширительный вентиль и/или детандер 85 ступени низкого давления, при этом давление сжиженного богатого метаном потока может быть дополнительно снижено для испарения или вскипания его части. Получающийся в трубопроводе 156 охлажденный двухфазный поток может затем попасть в испарительный барабан 86 метана ступени низкого давления, в котором разделяются паровая и жидкая фазы. Поток жидкости, выходящий из испарительного барабана 86 метана ступени низкого давления по трубопроводу 158, может содержать продукт в виде сжиженного природного газа (СПГ) при почти атмосферном давлении. Этот продукт в виде СПГ может быть направлен далее по технологической цепочке для последующего хранения, транспортировки и/или использования.

[0035] Поток паров, выходящий из испарительного барабана метана ступени среднего давления (называемый также дроссельным газом ступени среднего давления) в трубопроводе 160, может быть направлен в метановый экономайзер 73, в котором дроссельный газ ступени среднего давления может быть подогрет с помощью средства 78 косвенного теплообмена основного метанового экономайзера 73. Получающийся поток может выходить из метанового экономайзера 73 по трубопроводу 164, после чего этот поток может быть направлен во входное отверстие ступени низкого давления метанового компрессора 71.

[0036] Метановый компрессор 71 может содержать одну или несколько ступеней сжатия. В одном варианте осуществления, метановый компрессор 71 содержит три ступени сжатия в одном-единственном модуле. В еще одном варианте осуществления, один или несколько модулей сжатия могут быть раздельными, но механически связанными с общим двигателем. В общем случае, между последовательными ступенями сжатия можно предусмотреть один или несколько промежуточных холодильный агрегатов (не показаны).

[0037] Как показано на фиг. 1, поток сжатого метанового хладагента, выходящий из метанового компрессора 71, может быть выпущен в трубопровод 166. Сжатый метановый хладагент может быть направлен в метановый холодильный агрегат 72, где этот поток может быть охлажден за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой) в метановом холодильном агрегате 72. Получающийся охлажденный поток метанового хладагента выходит из метанового холодильного агрегата 72 по трубопроводу 112 и направляется в пропановый холодильный цикл 30, где дополнительно охлаждается. После охлаждения в пропановом холодильном цикле 30 с помощью средства 37 теплообмена, поток метанового хладагента может быть выпущен в трубопровод 130, а потом направлен в основной метановый экономайзер 73, в котором этот поток может быть дополнительно охлажден с помощью средства косвенного теплообмена 79. Получающийся переохлажденный поток выходит из основного метанового экономайзера 73 по трубопроводу 168, а потом объединяется с потоком в трубопроводе 122, выходящим из этиленового охладителя 53, до попадания в этиленовый охладитель или конденсатор 55 ступени низкого давления, как говорилось ранее.

[0038] Процесс сжижения, описанный здесь, может предусматривать средства охлаждения одного из нескольких типов включая - но не в ограничительном смысле - средства (a) косвенного теплообмена, (b) испарения и (c) расширения или понижения давления. В том смысле, в каком он употребляется здесь, термин «косвенный теплообмен» относится к процессу, в котором поток из холодильного агрегата охлаждает вещество, подлежащее охлаждению, без фактического физического контакта между потоком из холодильного агрегата и веществом, подлежащим охлаждению. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена включают в себя средства теплообмена, предпринимаемого в кожухотрубном теплообменном аппарате, теплообменном аппарате типа «сердечник в кожухе» и пластинчатореберном теплообменном аппарате, паяном из алюминия твердым припоем. Конкретное физическое состояние хладагента и вещества, подлежащего охлаждению, может изменяться в зависимости от потребностей системы охлаждения и выбранного типа теплообменного аппарата.

[0039] Термин «расширение или понижение давления» относится к охлаждению, которое наступает, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается за счет прохождения через средство понижения давления. В некоторых вариантах осуществления, средство расширения может быть расширительным вентилем Джоуля-Томсона. В других вариантах осуществления, средство расширения может быть либо гидравлическим расширителем, либо турбодетандером. Так как детандеры рекуперируют энергию работы из процесса расширения, после расширения возможны более низкие температуры технологических потоков.

ИСПАРЕНИЕ И ИЗВЛЕЧЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО СПГ

[0040] Испарение и извлечение остаточного СПГ можно начать, направляя метан из основного процесса сжижения (иллюстрируемого на фиг. 1) по трубопроводу A в систему для испарения и извлечения (иллюстрируемую на фиг. 2A и 2B). Хотя на фиг. 2A и 2B представлены разные режимы работы, основные компоненты обоих режимов идентичны. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, одна-единственная система для испарения и извлечения может работать и в открытом, и в закрытом режиме без дополнительного оборудования. Для ясности, позиции используются сообразно со сходными или одинаковыми элементами на чертежах.

[0041] Обращаясь к фиг. 2A, отмечаем, что метан отбирают из нагнетательного патрубка метанового компрессора в трубопровод 501 и пропускают через промежуточный холодильный агрегат метанового компрессора. В иллюстрируемом варианте осуществления, компрессор 71 - это многоступенчатый компрессор, характерной особенностью которого является один или несколько промежуточных холодильных агрегатов компрессора. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2A, метан отбирается из метанового компрессора 71a ступени низкого давления и подается в промежуточный холодильный агрегат 502 метанового компрессора 71a ступени низкого давления. Метан, выходящий из промежуточного холодильного агрегата 502 метанового компрессора ступени низкого давления, можно затем вводить в систему для испарения и извлечения. В некоторых вариантах осуществления возможно присутствие нескольких компрессоров 513 отпарного газа (ОГ). Эти компрессоры имеют производительность, рассчитанную на то, чтобы справиться с испарением СПГ из стационарных резервуаров и заполняемых резервуаров. В некоторых вариантах осуществления также есть параметр производительности, связанный с выгрузкой ОГ, погруженного на судно, из наполняемого транспортного танкера. Производительность выгрузки с судна зачастую задает размеры компрессоров 513 ОГ. Например, если инспекцию резервуаров проводят, не имея дело с парами ОГ, погруженного на судно, в компрессорах 513 ОГ возникает избыточная производительность, позволяющая справляться с парами рециркуляционного СПГ. В еще одном варианте осуществления, дополнительная производительность может быть рассчитана на то, чтобы компрессоры 513 ОГ справлялись с газом рециркуляции.

[0042] Введение метана в систему для испарения и извлечения регулирует расходный вентиль 503, который регулирует расход метана через трубопровод 504 посредством контура 506 обратной связи. Метан в трубопроводе 505 имеет избыточное давление приблизительно 0,2-0,6 МПа (2-6 бар) и температуру 30-50°C, а впоследствии нагнетается по коллектору 507, который оканчивается ниже уровня жидкости на дне резервуара 510 для хранения СПГ. Этот горячий газообразный метан испаряет СПГ, подогревая резервуар 510 для хранения СПГ. Получаемый испаренный природный газ направляется по трубопроводу 511 во входной сепаратор 512 компрессора ОГ. При подключении к плавучему основанию для производства СПГ, отпарной газ с этого основания можно направлять для быстрого охлаждения во входной сепаратор 512 компрессора ОГ. Часть испаренного природного газа можно вводить обратно в основной процесс сжижения, нагнетая газ во входной сепаратор метанового компрессора ступени низкого давления по трубопроводу 520. Часть испаренного природного газа - столько, сколько необходимо, - также можно сбрасывать на факел по трубопроводу 522, например, в зависимости от производительности компрессоров 513 ОГ. Система для испарения и извлечения внедрена в основной процесс сжижения, который, в свою очередь, минимизирует сброс отпарного газа на факел.

[0043] Фиг. 2B иллюстрирует систему для испарения и извлечения, работающую в закрытом режиме. Этот режим может оказаться полезным в те моменты, когда основной процесс сжижения может быть недоступен. Во время работы в закрытом режиме, нагнетаемый газ, отбираемый из компрессора ОГ, направляют в нагреватель газа. В некоторых вариантах осуществления, нагреватель газа может быть жестко связан трубами с вентилями или съемными катушками. Этот режим требует использования СПГ, находящегося в одном из других резервуаров для хранения, для образования ОГ с целью высушивания резервуара, подготавливаемого для технического обслуживания.

[0044] Обращаясь к фиг. 2B, отмечаема, что ОГ направляется по трубопроводу 515 в компрессоры 513 ОГ, где сжимается. Часть получающегося сжатого ОГ может быть направлена в метановый компрессор ступени низкого давления по трубопроводу 520 или сброшена на факел, если компрессор ступени низкого давления отсутствует. Остальная часть сжатого ОГ направляется в двухпозиционный нагреватель 540 воды. Расходный вентиль 530 регулирует расход сжатого ОГ в двухпозиционный нагреватель 650. Когда система для испарения и извлечения работает в открытом режиме (фиг. 2A), расходный вентиль 530 закрыт. Когда система для испарения и извлечения работает в закрытом режиме (фиг. 2B), расходный вентиль 530 по меньшей мере частично открыт. Расходный вентиль 541 регулирует расход потока газа в блок 542 регулирования расхода и блок 543 регулирования температуры.

ПРИМЕР 1

[0045] Разрабатывали динамические имитационные модели для моделирования времени, требуемого для завершения цикла испарения, как на операциях в открытом режиме, так и на операциях в закрытом режиме. Эти имитационные модели были основаны на конструкции, которая включает в себя 4 компрессора ОГ производительностью примерно 38-40 тонн в час в зависимости от точной композиции ОГ. Температура нагнетательного патрубка компрессора ОГ при нормальной работе находится в диапазоне примерно от -110°C до -125°C.

[0046] Во время работы в открытом режиме, система резкого охлаждения была рассчитана на нагрузку 60 Т/час при -80°C. В этих условиях, максимальная температура возвратного ОГ составляла -145°C при пропуске 60 т/час во всасывающем патрубке компрессора ОГ. Время, требуемое для нагревания резервуара от -160°C до +5°C, по оценкам составляло менее 24 часов, включая время на испарение 1 метра остаточного СПГ в одиночном резервуаре вместимостью 2500 м³. Нагревание проводили одновременно с одиночным резервуаром, работающим со скоростью возврата ОГ, составлявшей 4,3 т/час. Этот процесс нагревания требовался до 20-часового цикла введения инертного газа, за которым следует воздух. Ожидается, что после этого времени большинство жидкости, занимающей 1 метр от днища в резервуаре для хранения, испарится, а испаренный газ рециркулируется от соединения во всасывающем патрубке компрессора и избыточный газ будет послан для сбрасывания на факел по мере необходимости.

[0047] Во время работы в закрытом режиме требуется процесс нагревания до 20-часового цикла введения инертного газа, за которым следует воздух. Количество газа, имевшегося изначально и рециркулируемого, постепенно увеличивается до тех пор, пока не достигается максимальный расход, с которым сможет справиться компрессор ОГ. Ожидается, что после этого времени большинство жидкости, занимающей 1 метр от днища в резервуаре, испарится, а испаренный газ рециркулируется от соединения во всасывающем патрубке компрессора и избыточный газ будет послан для сбрасывания на факел. Направление газа для сбрасывания на факел обеспечивается соединением, соответствующим двухдиапазонной системе регулирования давления. Предусмотрена обводная линия, обеспечивающая регулирование температуры подогретого метана таким образом, что возможность теплового удара (при регулировании температуры) минимизируется. Расход горячей воды поддерживается постоянным. В некоторых вариантах осуществления, можно использовать электрический нагреватель с органом регулирования температуры, а не обводную линию.

[0048] В заключение следует отметить, что рассмотрение какого-либо первоисточника, особенно - какого-либо первоисточника, который может иметь дату публикации после даты приоритета этой заявки, - не означает, что в нем представлено техническое решение, являющееся аналогом данного изобретения. При этом, все до единого пункты нижеследующей формулы изобретения упомянутого первоисточника считаются включенными посредством ссылки в это подробное изложение или описание в качестве дополнительных вариантов осуществления данного изобретения.

[0049] Хотя описываемые здесь системы и процессы охарактеризованы подробно, следует понимать, что в рамках существа и объема притязаний нижеследующей формулы изобретения возможны различные изменения, замены и модификации. Специалисты в данной области техники смогут изучить предпочтительные варианты осуществления и идентифицировать другие способы воплощения изобретения на практике, точное описание которых здесь не приводится. Авторы изобретения полагают, что такие варианты и эквиваленты изобретения находятся в рамках объема притязаний формулы изобретения, а описание, реферат и чертежи не следует воспринимать как ограничивающие объем притязаний изобретения. В частности, широту притязаний изобретение следует считать определяемой нижеследующей формулой изобретения и ее эквивалентами.

Изобретение относится к хранению сжиженного природного газа (СПГ). Способ испарения и извлечения СПГ плавучего комплекса из резервуара для хранения сжиженного природного газа, производимого из основного процесса сжижения и хранимого в упомянутом резервуаре для хранения (510), включает следующее: нагревают по меньшей мере часть СПГ, чтобы обеспечить поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости, причем нагревание обеспечивается посредством подогретого потока (507) преимущественно метана. Направляют поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости в систему (512) резкого охлаждения, причем эта система (512) резкого охлаждения охлаждает поток отпарного газа, чтобы обеспечить резко охлажденный поток (515). Сжимают резко охлажденный поток, чтобы обеспечить сжатый резко охлажденный поток, причем сжатый резко охлажденный поток направляют в основной процесс сжижения. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ испарения и извлечения сжиженного природного газа (СПГ) плавучего комплекса из резервуара для хранения сжиженного природного газа, производимого из основного процесса сжижения и хранимого в упомянутом резервуаре для хранения (510), содержащий этапы, на которых:

a) нагревают по меньшей мере часть СПГ, чтобы обеспечить поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости, причем нагревание обеспечивается посредством подогретого потока (507) преимущественно метана;

b) направляют поток отпарного газа и резко охлаждающий поток жидкости в систему (512) резкого охлаждения, причем эта система (512) резкого охлаждения охлаждает поток отпарного газа, чтобы обеспечить резко охлажденный поток (515); и

c) сжимают резко охлажденный поток, чтобы обеспечить сжатый резко охлажденный поток, причем сжатый резко охлажденный поток направляют в основной процесс сжижения.

2. Способ по п. 1, в котором направляют сжатый резко охлажденный поток в метановый компрессор нижней ступени основного процесса сжижения.

3. Способ по п. 1, в котором используют подогретый поток (507) преимущественно метана в качестве хладагента в холодильном цикле основного процесса сжижения.

4. Способ по п. 1, дополнительно предусматривающий нагревание сжатого резко охлажденного потока для обеспечения теплого сжатого резко охлажденного потока, при этом теплый сжатый резко охлажденный поток используют для нагревания СПГ.

5. Способ по п. 1, в котором система (512) резкого охлаждения представляет собой входной сепаратор компрессора.

6. Способ по п. 1, дополнительно предусматривающий направление отпарного газа из танкера СПГ в систему резкого охлаждения.