EA001951B1 - Способ хранения газа и продукт хранения - Google Patents

Abstract

При хранении природного газа при давлениях выше 1000 psia [6894 кПа] выгодно вводить в природный газ добавку, которая представляет собой соединение С- или С-углеводородов или смесь соединений таких углеводородов. Верхний и нижний предел (который изменяется в зависимости от вводимой добавки и давления) уменьшает количество энергии, потребной для сжатия смеси. При хранении или транспортировке по трубопроводу природного газа при давлениях выше 800 psia [5515 кПа] выгодно добавлять аммиак в природный газ в таком количестве, чтобы аммиак не образовывал жидкую фазу при используемых температуре и давлении. Смесь аммиак-природный газ можно сжимать или перекачивать при более низком расходе энергии, чем было бы необходимо для эквивалентного объема одного природного газа. Если аммиак присутствует в количестве более 4% объемн., то это также помогает перекачке по трубопроводам за счет эффекта охлаждения аммиака, который снижает температуру транспортируемого газа. Вместо аммиака в природный газ можно добавлять фтористый водород или окись углерода, однако, они менее предпочтительны, чем аммиак.

Description

Настоящее изобретение относится к транспортированию по трубопроводу или хранению смесей, которые содержат метан или природный газ.

Предшествующие технические решения

Как известно, метан представляет собой самый основной компонент природного газа и обычно составляет, по меньшей мере, 95 об.% того, что именуют как природный газ транспортно-товарной спецификации. Другими обычными компонентами являются этан (как правило, приблизительно 2%), пропан (как правило, приблизительно 0,5%), бутаны, пентаны и возможно гексаны (составляющие все вместе менее приблизительно 0,3%), остальное - азот и двуокись углерода. В настоящем описании природный газ транспортно-товарной спецификации здесь и далее будет именоваться природный газ. Например, природный газ, который транспортируют по трубопроводам фирмы ТгапкСапаба ΡίροΙίηο Ышйеб от провинции Альберта, Канада, до провинции Онтарио, Канада, имеет, как правило, следующий состав в объем ных процентах:

Компонент

Азот

Двуокись углерода Метан

Этан

Пропан ί-Бутан п-Бутан ί-Пентан п-Пентан п-Гексан

Содержание

0,01270

0,00550

0,95400

0,01970

0,00510

0,00170

0,00080

0,00020

0,00010

0,00020

Отношение между давлением, объемом и температурой газа может быть выражено с помощью уравнения состояния идеального газа, которое выражается как РУ = пКТ, где:

Р - давление газа,

V - объем газа, п - количество молей (грамм-молекул) газа,

К - универсальная газовая постоянная (которая, как известно, изменяется отчасти в зависимости от объема и температуры),

Т - температура газа.

Если уравнение выражается в Английской системе единиц то абсолютное давление представляют в фунтах на квадратный дюйм (рк1а), объем представляют в кубических футах, а температуру в градусах К (Реамюра) (градусы Фаренгейта плюс 460).

Уравнение состояния идеального газа не дает вполне точных результатов при реальном использовании, поскольку газ является сжимаемым. При сжатии газа происходит более плотная упаковка его молекул, чем это можно было бы предсказать по уравнению состояния идеального газа, из-за сил межмолекулярного взаи модействия и формы молекул. Для уточнения этого в уравнение состояния идеального газа можно ввести дополнительный член, коэффициент сжимаемости ζ. Это безразмерный коэффициент, который отражает сжимаемость конкретного газа, измеренную в условиях конкретной температуры и давления.

При атмосферном, или манометрическом давлении в несколько сотен фунтов (на квадратный дюйм) [несколько тысяч кПа], коэффициент сжимаемости достаточно близок к 1,0, так что его можно не учитывать для большинства газов, и поэтому уравнение состояния идеального газа можно использовать без дополнительного члена ζ. Однако, когда давление превышает несколько сотен фунтов (на квадратный, дюйм), член ζ может достаточно отличаться от 1,0, так что он должен быть введен в состав уравнения состояния идеального газа для получения более точных результатов.

В соответствии с теоремой Ван-дерВаальса отклонение природного газа от уравнения состояния идеального газа зависит от того, насколько состояние газа отличается от его критической температуры и критического давления. Таким образом, члены Т_к и Р_к (известные как приведенная температура и приведенное давление) определяются как

Тк = Т/Т_с Рк = Р/Рс, где

Т - температура газа в градусах К,

Т_с - критическая температура газа в градусах К,

Р - давление газа в рыа (фунтах на квадратный дюйм),

Р_с - критическое давление газа в рыа.

Критические давления и критические температуры для чистых газов определены и имеются в большинстве справочников. Если имеется смесь газов известного состава, то псевдокритическая температура и псевдокритическое давление, при которых находится смесь, могут быть получены при использовании усреднения критических температур и критических давлений чистых газов в смеси, определенных на основании содержания в весовых процентах каждого присутствующего чистого газа.

Как только псевдоприведенная температура и псевдоприведенное давление определены, можно определить коэффициент сжимаемости ζ путем использования стандартных таблиц. Одни из них приведены в Сотргекк1Ы1йу Еас1огк £ог №11ига1 Сакек (Коэффициенты сжимаемости природных газов), Μ.Ό. 81апбтд апб Ο.ΕΙΚ-ιΙζ. опубликованный в Епдтеегшд Эа1а Воок, Сак Ргосеккогк Бцррйегк Аккошайоп, 10-е издание, (Ти1ка, ОИайота, И8А), 1987.

Когда в этих таблицах рассматривают коэффициент сжимаемости ζ метана, то обнаруживается, что коэффициент ζ всегда меньше 1,0 в диапазоне нормальных температур (т.е., тем3 ператур приблизительно от -40 до 120°Е) [от -40 до 49°С] и что он уменьшается по мере того, как растет давление или падает температура. Таким образом, требуются меньшие затраты энергии для перекачки данного объема метана (объем, измеренный при нормальных (стандартных) условиях) при любой данной нормальной температуре, чем можно было бы ожидать при этой температуре, если бы метан был идеальным газом. Этот эффект более заметен при более высоких давлениях. Подобным образом, по мере того, как растет давление при постоянной температуре, в данном объеме можно хранить больше метана (объем, измеренный при стандартных условиях), чем могло быть предсказано по уравнению состояния идеального газа. Стандартный объем представляет собой объем, измеренный при стандартном давлении и температуре (8ТР).

Природный газ, подобно метану, также проявляет изменение коэффициента ζ с изменением давления. Приблизительно при 1000 рыа [6894 кПа] доминирующей переменной во взаимосвязи с энергией является молекулярный вес газа. При таком уровне давления введение дополнительных количеств этана или пропана увеличивает молекулярный вес газа быстрее, чем растет коэффициент ζ. Таким образом, становится выгодным удаление из газа этана и пропана.

В индустрии транспортировки и хранения газа, как правило, стараются удалить высшие углеводороды, такие как этан, пропан, бутан, и ненасыщенные углеводороды из природного газа, если газ подлежит транспортировке по трубопроводам. Для транспортировки по трубопроводам оставляют в основном метан (с незначительными количествами азота и двуокиси углерода). Материалы, которые удаляют, затем транспортируют или хранят отдельно, часто в виде жидкостей.

Краткое описание изобретения

Итак, обнаружено, что для хранения природного газа при давлениях выше 1000 фунтов на квадратный дюйм [6894 кПа] выгодно вводить в природный газ добавку, которая представляет собой соединение С₂- или С₃-углеводорода, окись углерода, фтористый водород или смесь таких добавок, или таких добавок с аммиаком. Аммиак без других добавок полезен в качестве добавки при хранении газа при давлении ниже приблизительно 800 рыа [5515 кПа]. Приведенный выше нижний предел (который изменяется в зависимости от вводимой добавки и давления) приводит в результате к уменьшению величины произведения ζΜ„ и, следовательно, к уменьшению количества энергии, необходимой для сжатия смеси для хранения и поддержания ее в сжатом состоянии. Выгодно также вводить аммиак в природный газ, подлежащий транспортировке по трубопроводам, при давлении выше 800 рыа [5515 кПа]. В зависимо сти от экономических показателей может быть выгодно введение окиси углерода и/или фтористого углерода. Точное количество каждой добавки, которую можно вводить при любом давлении для получения благоприятных результатов можно получить посредством подсчета произведения молекулярного веса (Μ„) на коэффициент ζ полученной смеси и сравнения его с произведением молекулярного веса на коэффициент ζ исходного природного газа. Если произведение (ζΜ„) для смеси окажется меньше, чем для природного газа, то при перекачке и сжатии может быть получена экономия энергии.

Подробное описание изобретения

Если добавкой является этан, то в метан или природный газ следует ввести достаточно этана, чтобы получить газовую композицию, имеющую минимально приблизительно 26% этана для работы при давлении 1000 рыа [6894 кПа] и нормальных температурах (от -40 до +110°Е [от -40 до +43°С]). (Все составы в данном описании приведены в объемных процентах). Этан можно вводить только до тех пор, пока смесь не начала разделяться отдельно на газ и жидкость (что происходит при содержании приблизительно 40% этана при давлении 1000 рыа [6894 кПа] и температуре приблизительно 35°Е [2°С]). Чтобы уменьшить опасность ожижения, если по невнимательности произойдет падение давления, и чтобы снизить крайние пределы температур, предпочтительно, как правило, работать при 26-35% этана и температуре от 35 до 40°Е [от 2 до +4°С].

Если давление поднимают до 2200 рыа (фунтов на квадратный дюйм) [15168 кПа], то введение достаточного количества этана в природный газ для получения газовой композиции, имеющей более 6% этана, обеспечивает некоторые благоприятные результаты. Таким образом, по мере того, как давление повышают в диапазоне от 1000 рыа [6894 кПа] до 2200 рыа [15168 кПа], благоприятные результаты получают при все меньшем и меньшем количестве этана. Однако, для получения наиболее благоприятных результатов предпочтительным является введение достаточного количества этана, чтобы получить по меньшей мере 15% этана при давлении 2200 рыа [15168 кПа].

Таким образом, этан в качестве добавки вводят в количестве, достаточном для получения газа, который содержит, по меньшей мере, 26% (а предпочтительно, 35% этана) при давлении 1000 рыа [6894 кПа] и по меньшей мере 6% этана (а предпочтительно, 15% этана) при 2200 рыа [15168 кПа], причем минимальное содержание этана плавно снижается с ростом давления. Весь целиком этан или его часть можно заменить этиленом на основе объемного отношения 1:1. Если происходит колебание давления, как в газопроводах, где газ сжимается в компрессорных станциях и величина его сжатия снижается по мере его течения между компрессорными станциями, то регистрируемым давлением является максимальное давление, до которого газ сжимают. При такой особенности сжатияразрежения предпочтительно, чтобы отношение между давлением наибольшего сжатия и наибольшего разрежения газа не превышало 1,3:1.

В качестве добавки также могут быть использованы одни С₃-углеводороды. Минимальное используемое содержание во всей в целом газовой смеси колеблется минимально от 5% при давлении 1000 рыа [6894 кПа] приблизительно до 3% при давлении 2200 рыа [15168 кПа]. Максимальными количествами являются такие, которые не будут вызывать отделение жидкой фазы при используемой температуре. С₃-углеводородами могут быть любые из таких, как пропан, изопропан или пропилен, отдельно или в смеси.

Один или несколько С₃-углеводородов также могут заменить С₂-углеводороды, предпочтительно на основе объемного отношения 1:3,5, но не до точки, где они вызывают отделение жидкой фазы при рабочем давлении и температуре. (На основе отношения 1:3,5 означает, что каждый стандартный объем С₃углеводорода заменяет три с половиной стандартных объема С₂-углеводорода). Как правило, ограничение, что жидкая фаза не должна образовываться, означает, что должно присутствовать приблизительно не более 12% С3-углеводородов при давлении 1000 рыа [6894 кПа] и температуре 60°Р [16°С], а по мере того, как возрастает давление и температура следует использовать меньшие количества.

Могут быть использованы также две или более добавки С2-или С3-углеводородов. При использовании двух или более добавок во многих случаях возникает синергетический эффект, так что понадобится меньше минимального количества каждой добавки, чем было бы необходимо, если бы присутствовала только одна добавка, для того чтобы произведение ζΜ„ было меньше, чем то, что эквивалентно стандартному объему природного газа при используемых давлении и температуре.

При давлении выше 1000 рыа [6894 кПа] С₄-углеводороды не способствуют улучшению произведения ζΜ„. Таким образом, С₄углеводороды не являются добавками, рассматриваемыми в настоящем изобретении. Однако, С₄-углеводороды, уже присутствующие в природном газе, не следует удалять, если они присутствуют в количестве, недостаточном для ожижения или для слишком неблагоприятного влияния на произведение ζΜ„. Присутствие в смеси более 1% С4-углеводородов не является предпочтительным, однако, по мере того как усиливается влияние С4-углеводородов на облегчение ожижения при давлениях от 1000 рыа [6894 кПа] до 2200 рыа [15168 кПа], и при наличии более 1% С4-углеводородов повышается опасность, что произойдет отделение жидкой фазы. С4-углеводороды оказывают также неблагоприятное влияние на коэффициент ζ смесей, как только давление падает ниже 900 рыа [6205 кПа], так что следует принять меры, чтобы в процессе транспортировки по трубопроводу давление в таких смесях, которые содержат С₄углеводороды в соответствии с настоящим изобретением, не падало ниже 900 рыа [6205 кПа], а, предпочтительно, не ниже 1000 рыа [6894 кПа].

Введение добавок в количестве менее нижнего предела (если не используют две добавки с синергетическим эффектом) действительно увеличивает произведение ζΜ„ больше, чем метана или природного газа в отдельности, и является, таким образом, убыточным. Например, когда давление составляет 1000 рыа [6894 кПа] и температура равна 35°Р [2°С], смесь метана и этана, содержащая менее приблизительно 26% этана, имеет коэффициент ζ, более высокий, чем один метан (все составы приведены на основе объемных процентов при стандартных давлениях и температурах). Таким образом, введение этана с увеличением его содержания от 2% до, например, 12% при данном давлении и температуре, является нежелательным, поскольку увеличивает произведение ζΜ„ и, тем самым, увеличивает энергию, потребную для перекачки или сжатия для хранения данного стандартного объема газа. Однако, когда присутствует более 26% этана, коэффициент ζ падает так интенсивно, что возникает тенденция к уменьшению значения произведения ζΜ„ ниже, чем у чистого метана. Коэффициент ζ продолжает снижаться с увеличением содержания этана, приводя к снижению произведения ζΜ„ до значения, где дальнейшее увеличение содержания этана вызывает отделение жидкой фазы (приблизительно при 40% этана и 1000 рыа [6894 кПа] и 35°Р [2°С]. Таким образом, добавление этана к природному газу, с тем чтобы получить смесь, содержащую более 26% этана при давлении 1000 рыа [6894 кПа] и температуре 35°Р [2°С], приводит к увеличению уплотнения молекул и уменьшению произведения ζΜ„, тем самым уменьшая расходы на перекачку и повышая способность к хранению в данном объеме. При давлении 1350 рыа [9308 кПа] и температуре 85°Р [29°С] получают улучшенные результаты по сравнению с одним метаном, когда в смеси присутствует всего 17% этана. Когда давление возрастает до 1675 рыа [11549 кПа] при температуре 35°Р [2°С], смесь с 13% или более этана, а остальное - метан, улучшает результаты по сравнению с одним метаном. При давлении 2140 рыа [14755 кПа] и температуре 35°Р [2°С] эффект улучшения проявляется у смесей с 6% этана, а остальное - метан.

Устранение жидкой фазы в настоящем описании означает устранение образования жидкости, достаточного для получения отчетливой жидкой фазы в трубопроводе или в сред стве хранения при используемых температурах и давлениях. В случае трубопровода такая фаза может вызвать проблемы из-за скопления в нижних частях трубопровода или образования жидкого осадка, которые влияют на эффективность перекачки. Однако допустимым может быть несколько капель жидкости в трубопроводе.

Углеводороды С₄ (например, бутаны и бутилены) и другие компоненты природного газа в соответствии с настоящим изобретением не нуждаются в отделении перед хранением газов. Конечно, может быть необходимо отделить вызывающие коррозию вещества, чтобы они не повреждали компрессоры.

В качестве добавки может быть использован также аммиак, либо как замещающая добавка, либо для смеси с углеводородными добавками. Приблизительно 10-12 об.% ΝΠ₃ вызывает отделение жидкой фазы, в зависимости от давления и температуры, так что добавленное количество должно быть ниже количества, которое вызывает отделение жидкой фазы. Любое количество аммиака дает некоторое преимущество в давлениях в соответствии с настоящим изобретением, но минимальное количество 0,5% является предпочтительным для получения ощутимого преимущества. Аммиак оказывает благоприятное влияние даже при более низком давлении, чем другие добавки, и может вводиться когда хранение происходит при любом давлении выше 800 рыа [5515 кПа].

Окись углерода не оказывает достаточного влияния на экономические показатели или нагрев, чтобы в большинстве случаев оправдывать ее пропуск по трубопроводу, даже если этого требует суммарная энергия, необходимая для перекачки самой смеси и природного газа. Аналогичным образом, окись углерода не оказывает достаточного влияния на экономические показатели, чтобы оправдывать ее хранение, даже когда это вызывает уменьшение произведения ζΜ„ у смеси окиси углерода и природного газа, которые хранятся при более низких затратах энергии, чем один природный газ.

Фтористый водород проявляет охлаждающий эффект, аналогично аммиаку, так что в принципе, фтористый водород также является особенно предпочтительной добавкой. Однако фтористый водород, хотя и является ценным, к тому же является сильно ядовитым и вызывающим коррозию соединением, и его хранение и обработка требуют специальных трубопроводов и клапанов. Обычно расходы на такие специальные трубопроводы и клапаны и риск хранения или транспортировки такого очень опасного продукта в большинстве случаев перевешивают любое преимущество, связанное со снижением затрат на перекачку и сжатие или даже на охлаждение, возникающее от смешивания фтористого углерода с природным газом. Кроме того, поступление фтористого водорода в большом количестве не является типичным там, где обнаружен природный газ. Таким образом, фтористый водород не является таким же предпочтительным, как аммиак, при практическом использовании настоящего изобретения, хотя он и может быть экономически выгодным там, где добывается в достаточных количествах вместе с природным газом и где рынки сбыта фтористого углерода находятся недалеко от нижнего по направлению транспортировки конца трубопровода.

Две или несколько этих добавок могут быть использованы вместе. Использование двух или нескольких добавок во многих случаях дает синергетический эффект, так что необходимо меньше минимального количества каждой добавки, чем было бы необходимо, если бы присутствовала только одна добавка, для того чтобы получить коэффициент ζ выше, чем у эквивалентного стандартного объема природного газа при используемых давлении и температуре.

В настоящем описании понятие хранение газа включает содержание газа в резервуаре или подземных полостях и т.п., а также содержание газа в бесконечном контуре трубопровода. На все эти типы хранения ссылаются в собирательном смысле как на емкость для хранения.

Углеводородные добавки особенно выгодны для хранения, поскольку они позволяют хранить смесь метана или природного газа и углеводородной добавки в той же самой емкости для хранения с меньшими энергетическими затратами, чем если бы оба хранились отдельно.

Аммиак также является полезной добавкой, поскольку его можно легко и дешево получить из отходящего водорода или природного газа. Таким образом, готовность к подаче аммиака может быть обеспечена там, где находится на хранении природный газ для транспортировки.

Введение любого количества аммиака в природный газ значительно уменьшает произведение ζΜ,. по сравнению с одним природным газом при давлении выше 800 рыа [5515 кПа] и при температуре от -40 до +110°Р [от -40 до +43°С]. В зависимости от давления и температуры можно добавлять приблизительно вплоть до 10-12% аммиака до того, как смесь начнет разделяться на отдельную жидкую и газообразную фазы. Увеличение объемного содержания аммиака, допустимое до тех пор, пока не начнется отделение жидкой фазы, равномерно увеличивает полученную выгоду. Таким образом, введение аммиака в природный газ, который подлежит сжатию и хранению (как в танкере, так и в емкости для хранения), обеспечивает такое преимущество, как уменьшение расхода энергии, необходимой для сжатия, чем было бы необходимо для эквивалентного стандартного объема одного метана или природного газа. Однако экономические соображения, стоит ли добавлять аммиак при хранении, могут изменяться в зависимости от затрат на производство аммиака и отделения природного газа от аммиака, когда оба извлекают из хранилища для использования.

Однако, когда смесь подлежит перекачке по трубопроводу, возникает неожиданный и благоприятный дополнительный эффект от использования аммиака. В трубопроводе имеются насосные станции, расположенные с интервалами вдоль трубопровода. На каждой насосной станции газ сжимают. По мере того, как газ движется к следующей насосной станции, его давление постепенно снижается, и он расширяется. В процессе сжатия при прохождении через компрессорную станцию газ нагревается и охлаждается при прохождении по трубопроводу, отдавая некоторое количество тепла окружающей почве через стенку трубопровода.

Аммиак обладает свойствами хладагента, который поглощает тепло по мере его расширения. Таким образом, когда смесь аммиак/природный газ или аммиак/метан сжимают, а затем впоследствии направляют по газопроводу, то аммиак охлаждает смесь по мере ее расширения. Для получения значительного охлаждения аммиак должен присутствовать в количестве, достаточном, чтобы эффект охлаждения был относительно большим по сравнению с другими потерями тепла, и чтобы тепло поглощалось из газовой смеси. Таким образом, для получения значительного охлаждения минимально требуется приблизительно 4% объемн. аммиака. Это охлаждение дополнительно уменьшает расходы на перекачку, возникающие от влияния аммиака на коэффициент ζ. Поэтому, для использования в трубопроводе является предпочтительным количество аммиака более 4% объемн. В месте выпуска из трубопровода аммиак может быть отделен от природного газа и продан, поскольку аммиак является коммерчески ценным продуктом.

Посредством регулирования количества аммиака, добавляемого в газовую смесь, и расстояний между насосными станциями так, чтобы получить требуемое падение температуры между станциями за счет охлаждающего эффекта от аммиака, можно обеспечить течение газовой смеси по трубопроводу при температуре, не превышающей нужную конкретную температуру. В случае, когда трубопроводы проложены через вечную мерзлоту (как в Арктике и в Антарктике), трубопровод может быть сконструирован так, чтобы добавляемое количество аммиака можно регулировать и температура в трубопроводе никогда не превышала температуры плавления вечной мерзлоты. Это позволяет осуществить прокладку неизолированных или лишь легко изолированных трубопроводов через вечную мерзлоту, благодаря чему трубопроводы не повреждают окружающую среду из-за плавления вечной мерзлоты.

Краткое описание чертежей

Далее изобретение будет описано в соответствии со следующими чертежами, на которых на фиг. 1А-1Е показаны графики прироста вместимости в зависимости от содержания С₂углеводородов в смеси метана и этана. На каждом из графиков приведены результаты для разного давления;

на фиг. 2А и 2В показаны графики прироста вместимости в зависимости от температуры (в градусах Фаренгейта (°Е)) [1°С=(1°Е-32)/1,8] для одних и тех же газовых смесей при давлении 800 рыа [5515 кПа] и 1675 рыа [11549 кПа], соответственно;

на фиг. 3 представлен график зависимости коэффициента ζ от изменения давления для смеси метана и различных объемных концентраций аммиака и при одинаковой температуре;

на фиг. 4А и 4В представлены графики мощности в лошадиных силах [1 л.с = 0,746 кВт], необходимой для сжатия природного газа в теоретическом трубопроводе при введении различных количеств аммиака. На фиг. 4А показано влияние добавления аммиака к газу первоначально при давлении 1100 рыа [7584 кПа], тогда как на фиг. 4В показано влияние для газа при первоначальном давлении 1900 рыа [13100 кПа].

Подробное описание вариантов, показанных на чертежах

Что касается фиг. 1, то на ней показано влияние добавления этана в метан при различных давлениях и одинаковой температуре. В каждом случае коэффициент ζ рассчитывали для каждого содержания этана от 0 до 40%. Затем наименьший рассчитанный коэффициент ζ произвольно обозначили как 0% прироста вместимости. Каждый из остальных результатов нанесли на график по отношению к 0% прироста вместимости для получения кривой. Кривые, полученные таким образом, приведены на фиг. 1А-1Е для различных давлений, причем каждая кривая соответствует одному давлению. Температура для каждой из представленных кривых составляла 35°Е [2°С].

При рассмотрении фиг. 1А видно, что при давлении 800 рыа [5515 кПа] в емкости для хранения лучшее уплотнение происходит, когда емкость заполнена чистым метаном. По мере добавления этана прирост вместимости (в процентах) уменьшается до тех пор, пока количество этана в емкости не составит приблизительно 25%. После этого прирост вместимости снова начинает расти, но не достигает уровня, полученного для чистого метана.

На фиг. 1В показано влияние добавления этана в метан при давлении в емкости для хранения 1150 рыа [7928 кПа]. В этом случае прирост вместимости постепенно уменьшается от 0% этана приблизительно до 12% этана, а затем снова увеличивается. Приблизительно после

25% этана прирост вместимости становится более высоким, чем получают без этана во всех случаях.

На фиг. 1С показано, что этот эффект является даже более выраженным, когда давление в емкости увеличивается до 1350 р81а [9308 кПа]. Самая низкая вместимость в данном случае имеет место приблизительно при 7%, а смеси с содержанием этана более 17% демонстрируют возрастание уплотнения (а, следовательно, и вместимости при хранении), недосягаемое для одного природного газа или одного метана.

На фиг. 1Ό показано, что при давлении 1760 рыа [12135 кПа] самая низкая вместимость имеет место приблизительно при 5%, а где-то выше 12% этана происходит более высокий прирост вместимости, чем достигается для одного природного газа или одного метана. Однако, для получения наилучших результатов должно присутствовать, по меньшей мере, 15% этана.

При давлении 2140 рыа [14755 кПа] (фиг. 1Е) введение приблизительно 4% этана приносит выгоду, и выгода постепенно все время возрастает вплоть до точки, в которой этан начинает отделяться в виде жидкой фазы. Однако для получения наилучших результатов должно присутствовать, по меньшей мере, 12% этана, а предпочтительно 15% этана.

Таким образом, можно видеть, что при давлении выше приблизительно 1000 рыа [6894 кПа] получены самые низкие расходы на сжатие, когда этан добавляют в возрастающих количествах. При давлении 1150 рыа [7928 кПа] (фиг. 1В) нужно добавить приблизительно 24% этана, чтобы получить такой же эффект уплотнения, как приблизительно при 2% этана в обычном природном газе. Однако, если добавить больше этого количества, то улучшение уплотнения происходит при каждом добавлении. По мере возрастания давления требуется добавлять последовательно меньшее количество этана для получения лучшего уплотнения (и следовательно, нужны меньшие расходы на транспортировку и сжатие), чем для природного газа. Действительно, при давлении 2140 рыа [15755 кПа] даже при добавлении 4% этана обнаруживается некоторое преимущество, хотя, конечно, преимущество возрастает все больше по мере добавления этана.

На фиг. 2 показано, как изменяется влияние с температурой. Даже при давлении 800 рыа [5515 кПа] (фиг. 2А) имеет место увеличение вместимости по мере падения температуры, и прирост вместимости становится тем больше, чем больше присутствует С₂. С повышением давления (фиг. 2В) прирост вместимости возрастает значительно больше с температурой, и увеличение прироста вместимости становится еще больше по мере того, как возрастает количество добавляемого этана.

Предпочтительной композицией газа и предпочтительными условиями хранения, когда присутствуют только углеводороды, являются следующие:

Компонент	Максимальное значение	Минималь- ное значение
Метан	92 об.%	68 об.%
Этан и/или этилен	35 об.%	6 об.%
Пропан и/или другие С3	12 об.%	0 об.%
Бутаны и другие компоненты природного газа	Не требуется, но в исходном природном газе присутствует в количестве (приблизительно до 1%), приемлемом, если не вызывает отделения жидкой фазы при используемых давлении и температуре	0 об.%
Азот	Не требуется, но в исходном природном газе может быть в количестве, приемлемом, если оно ниже 2 об.%	0 об.%.
Двуокись углерода	Не требуется, но в исходном природном газе может быть в количестве, приемлемом, если оно ниже 1 об.%	0 об.%
Компонентов всего 100%
Температура	120°Р [49°С1	-20°Р [-29°С1
Давление	2160 р§1а [14893 кПА]	1150 р§1а [7928 кПА]

Еще более предпочтительные давления составляют 1350-1750 рыа (9308-12066 кПа] (которые дают хорошие результаты без потребности в емкостях, способных выдерживать более высокие давления), а особенно предпочтительными температурами являются 35°Р-120°Р [249°С] (которые не требуют чрезмерного охлаждения).

На фиг. 3 показано влияние на коэффициент ζ содержания 2, 6 и 10 об.% аммиака при 30°Р [-1°С]. Следует отметить, что аммиак оказывает положительное влияние даже при 800 рыа [5515 кПа] и что с увеличением содержания аммиака влияние увеличивается. Повышение давления где-то между 2000-2200 рыа [1378915168 кПа] также увеличивает эффект в зависимости от содержания аммиака, после чего дальнейшее увеличение давления не приносит увеличения выгоды.

На фиг. 4 представлены графики для температур 30°Р [-1°С] и 60°Р [15°С] рассчитанного влияния различных количеств аммиака, добавляемого в природный газ транспортно-товарной спецификации, при теоретическом использовании трубопровода длиной 50 миль [80 км] на плоском участке. Было принято, что трубопровод имеет диаметр 36 дюймов [0,9144 метра] и подлежит заполнению на впускном конце газом, находящимся под давлением, при впускном уровне давления. Газовая смесь течет по трубопроводу в изотермических условиях, и для перекачки расходуют энергию, достаточную, чтобы на впускном конце получить падение давления 150 рыа [1034 кПа]. На фиг. 4А газ сначала находится под давлением 1100 рыа [7584 кПа], а на фиг. 4В газ сначала находится под давлением 1900 рыа [13100 кПа].

Следует отметить, что в каждом случае введение любого количества аммиака уменьшает суммарную мощность (в лошадиных силах [1 л.с = 0,746 кВт]), потребную для работы трубопровода при всех приведенных температурах и давлениях. Однако, когда работу выполняют при более низкой температуре и более высоком давлении, то эффект является более выраженным. Изменение использованной мощности (в лошадиных силах [кВт]) приводит в результате к изменению произведения ζΜ„, так как принято, что другие показатели являются постоянными.

Окись углерода и фтористый водород демонстрируют влияние на ζΜ„, подобное влиянию аммиака. Однако, как отмечено выше, эти компоненты не являются предпочтительными из-за низкого значения окиси углерода и вызывающей коррозию агрессивности фтористого водорода. Если используется фтористый водород, то минимальное содержание, которое должно присутствовать для получения выгоды, составляет приблизительно 0,5% объемн. Если используется окись углерода, то минимальное содержание, которое должно присутствовать, составляет приблизительно 1% объемн. Давление при хранении или транспортировке по трубопроводу предпочтительно должно составлять более приблизительно 1000 рыа [6894 кПа], а температура составляет приблизительно от -40°Р [-40°С] до 100°Р [38°С].

Выше приведены некоторые конкретные варианты настоящего изобретения, но, конечно, специалистам в данной области техники очевидны и другие варианты. Таким образом, следует понимать, что сфера притязаний изобретения не ограничена описанными вариантами, а определена прилагаемой формулой изобретения.

Claims (21)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ хранения природного газа, включающий:

   (a) смешивание природного газа с одним или несколькими углеводородами, выбранными из группы насыщенных и ненасыщенных С₂- и С3-углеводородов, для получения готовой смеси, причем количество упомянутого одного или более углеводородов является достаточным, чтобы произведение коэффициента ζ и молекулярного веса готовой смеси было меньше, чем произведение коэффициента ζ и молекулярного веса одного природного газа при давлении, при котором смесь подлежит хранению, и (b) хранение упомянутой готовой смеси при температуре, не превышающей 110°Р [38°С] и давлении, по меньшей мере, 1000 рыа (фунтов на квадратный дюйм) [6894 кПа].
2. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что углеводород содержит один или более С2 углеводородов в количестве, которое зависит от давления, при котором происходит хранение, причем упомянутое количество является достаточным для получения в смеси полного содержания С2-углеводородов, которое плавно изменяется в диапазоне от минимального объемного содержания не менее 26%, когда хранение происходит при давлении 1000 рыа [6894 кПа], до минимального содержания приблизительно 15%, когда давление составляет 2200 рыа (15168 кПа].
3. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что углеводород представляет собой этан.
4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводород содержит один или более С3углеводородов в количестве, которое зависит от давления, при котором происходит хранение, причем упомянутое количество является достаточным для получения в смеси полного содержания С₃-углеводородов, которое плавно изменяется в диапазоне от минимального объемного содержания не менее 5%, когда хранение происходит при давлении 1000 рыа [6894 кПа], до минимального содержания приблизительно 3%, когда давление составляет 2200 рыа [15168 кПа].
5. 5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что углеводород представляет собой пропан или смесь пропана и этана.
6. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что углеводород присутствует в количестве, недостаточном для образования жидкой фазы при температуре и давлении, используемых при хранении.
7. 7. Способ хранения или транспортировки природного газа, включающий:

   (a) смешивание природного газа, по меньшей мере, с одним соединением, выбранным из группы, включающей аммиак, окись углерода и фтористый водород для получения готовой смеси, и (b) хранение упомянутой готовой смеси или ее транспортировка по трубопроводу при температуре, не превышающей 110°Р [38°С], и давлении, по меньшей мере, 800 рыа [5515 кПа].
8. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что при хранении полученной смеси упомянутое соединение присутствует в количестве, по меньшей мере, 0,5 об.%, но недостаточном для образования жидкой фазы при температуре и давлении, используемых при хранении.
9. 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что при транспортировке полученной смеси по трубопроводу упомянутое соединение присутствует в количестве, по меньшей мере, 4 об.%, но недостаточном для образования жидкой фазы при температуре и давлении, используемых при транспортировке.
10. 10. Способ по любому из пп.8 или 9, отличающийся тем, что упомянутое соединение представляет собой аммиак.
11. 11. Способ по любому из пп. 8 или 9, отличающийся тем, что упомянутое соединение представляет собой фтористый водород.
12. 12. Способ по любому из пп. 8 или 9, отличающийся тем, что упомянутое соединение представляет собой окись углерода.
13. 13. Газовая смесь для использования в устройстве для хранения при давлении более 1000 рма (фунтов на квадратный дюйм) [6894 кПа] и температуре от -40 до +120°Г [от -40 до 49°С], которая содержит:

    (a) от 68 до 92 об.% метана;

    (b) от 6 до 35 об.% этана;

    (c) от 0 до 12 об.% пропана;

    (ά) от 0 до 1 об.% бутана;

    (е) от 0 до 1 об.% двуокиси углерода;

    (ί) от 0 до 2 об.% азота, при этом сумма составляет 100%, и такая смесь является полностью газообразной, без жидкой фазы, при температуре и давлении, используемых в процессе.
14. 14. Газовая смесь по п.13, отличающаяся тем, что ее давление составляет 1150-2160 рыа [7928-14893 кПа] и температура от -20 до +120°Г [от -29 до 49°С].
15. 15. Газовая смесь по п.13, отличающаяся тем, что ее давление составляет 1350-1750 рыа [9308-12066 кПа] и температура от 35 до +120°Г [от 2 до 49°С].
16. 16. Газовая смесь для использования в трубопроводе или для хранения при давлении более 800 рыа [5515 кПа] и температуре от -40 до +100°Г [от -40 до 38°С], которая содержит:

    (a) природный газ;

    (b) от 0,5 до 10 об.% аммиака;

    (c) от 0 до 35 об.% этана в добавление к этану, составляющему часть природного газа, при этом сумма составляет 100%, и такая смесь является полностью газообразной, без жидкой фазы, при температуре и давлении, используемых в процессе.
17. 17. Газовая смесь по п.16, отличающаяся тем, что количество присутствующего аммиака составляет по меньшей мере 4% объемных.
18. 18. Газовая смесь для использования в трубопроводе или в устройстве для хранения при давлении более 1000 рыа [6894 кПа] и температуре от -40 до +100°Г [от -40 до 38°С], которая содержит:

    (a) от 68 до 92 об.% метана;

    (b) от 6 до 35 об.% этана;

    (c) от 0 до 12 об.% пропана;

    (ά) от 0 до 1 об.% бутана;

    (е) не более 1% каждого из двуокиси углерода или азота;

    (ί) от 0,5 до 10% аммиака или фтористого водорода, при этом сумма составляет 100%, и такая смесь является полностью газообразной, без жидкой фазы, при температуре и давлении, используемых в процессе.
19. 19. Газовая смесь для использования в трубопроводе или в устройстве для хранения при давлении более 1000 рыа [6894 кПа] и температуре от -40 до +100°Г [от -40 до 38°С], которая содержит:

    (a) от 68 до 92 об.% метана;

    (b) от 6 до 35 об.% этана;

    (c) от 0 до 12 об.% пропана;

    (ά) от 0 до 1 об.% бутана;

    (е) не более 1% каждого из двуокиси углерода или азота;

    (ί) по меньшей мере, 1% окиси углерода, при этом сумма составляет 100%, и такая смесь является полностью газообразной, без жидкой фазы, при температуре и давлении, используемых в процессе.
20. 20. Способ транспортировки природного газа, включающий добавление к упомянутому природному газу, по меньшей мере, 0,5% аммиака (по отношению к объему всей смеси) для получения смеси аммиак-природный газ, которая является газообразной при выбранном давлении и температуре, используемых при транспортировке в трубопроводе, транспортировку упомянутой смеси аммиак-природный газ до нужного пункта назначения по трубопроводу, находящемуся под давлением, по меньшей мере, 800 рыа [5515 кПа] и при температуре от -40 до +100°Г [от -40 до 38°С], и отделение упомянутого аммиака от упомянутого природного газа.
21. 21. Способ по п.20, отличающийся тем, что количество аммиака составляет, по меньшей мере, 4 об.%.