已知多种液化天然气物流从而获得液化天然气(LNG)的方法。出于多 种原因，期望对天然气物流进行液化。例如，与气体形式相比，天然气 更易于以液体形式进行储存和长途运输，因为其占用更少的体积，和不 需要在高压下进行储存。
通常，待液化的天然气物流(主要包含甲烷)含有乙烷、较重的烃和在 天然气液化前要除去至一定程度的其它可能组分。为此，对天然气物流 进行处理。其中一种处理方法可能包括除去不需要的组分，例如H2O、CO2、 H2S和一些乙烷、丙烷和较重的烃如丁烷和戊烷。
在WO 2006/009646 A2中公开了一种液化天然气的方法。图1中 显示了一种常规LNG液化装置，其中所述LNG液化装置包括数种任选 处理步骤的实例，例如进料纯化步骤(除去液体、除去硫化氢、除去二 氧化碳、脱水)，产品纯化步骤(除去氦、除去氮)和非甲烷产品生产步 骤(脱乙烷、脱丙烷、回收硫)。根据WO 2006/009646 A2，液化和处 理都在单独位置上进行。
已知方法的一个问题在于，如果在处理和液化天然气的位置不能 便利获得用于将LNG输送至远距离市场的船或容器时，则需要先将LNG 经管线输送至远距离的港口处。考虑到低温管线的高成本，这是非常 不希望的。
本发明的一个目的是最小化上述的问题。
本发明的另一个目的是提供用于液化天然气物流的可替换方法， 特别是在非常冷的条件下，例如在北极地区中遇到的那些。

根据本发明，通过提供一种液化天然气物流的方法达到了上述或 其它目的的一个或多个，所述方法至少包括以下步骤：
(a)在第一位置提供天然气物流；
(b)在第一位置处理天然气物流，从而获得处理的天然气物流，其 中所述处理的天然气物流包含70-100mol％的甲烷；
(c)将处理的天然气物流经管线通过至少2km的距离输送至第二 位置；
(d)在第二位置液化处理的天然气物流(20)，从而获得在大气压下 的液化的烃产品。
第一位置和第二位置都可以位于陆地上或海上。因此，本发明中 的第一位置和第二位置包括所有的陆地-陆地、海上-海上、陆地-海上 和海上-陆地的组合。
本发明的一个优点是在两个位置上需要更少的设备；这使得甚至 当在陆地上和/或海上存在限制的区域空间时也可以液化天然气物流。
另一个优点在于，特别是如果在很冷的地区例如北极中应用本发 明的方法时，可在进行实际液化之前利用冷的环境从而可将处理的天 然气物流冷却至一定程度。这可产生对液化设备降低的CAPEX(基建费 用)。
在优选的实施方案中，第二位置位于海上。该优选的实施方案的 优点是可使用输送容器将液化的烃产品便利地从第二位置输出。因此， 无需将液化的烃产品(特别是LNG)经管线进行长距离输送。
第一位置和第二位置不限定于只包括单个工艺或处理设备，而是 倾向于包括含一个或多个工艺设备的装置场所。第一位置和第二位置 互相之间的距离是至少2km，优选至少5km，更优选至少10km。该 距离可长于1000km，但优选少于900km。
第一位置优选靠近待处理和液化的天然气物流的生产场所，例如 天然气或石油储层。一个或多个处理设备位于第一位置。这些处理设 备可包括常规的处理设备，例如段塞流捕集器、冷凝液稳定器、酸性 气体除去(AGR)设备、脱水设备、硫回收设备(SRU)、除汞设备、脱氮 设备(NRU)、氦回收设备(HRU)、烃露点设备等。在第一位置也可以存 在用于回收例如C3/C4液化石油气(LPG)和C5+液体(冷凝液)的分馏或萃 取设备。因为这些处理设备本身本领域技术人员已熟知，因此本文不 再进一步讨论。
第二位置优选靠近将液化天然气装船或以其它方式输送至所需市 场的LNG输出中转油库。在第二位置至少存在液化装置以获得液化的 烃产品。必要时，一些针对第一位置所提及的处理设备也可存在于第 二位置。然而，优选尽可能少的处理设备存在于第二位置。因此可最 小化靠近液化装置的处理量(和因此存在的工人数)。此外，最小化了 第二位置的区域空间。
天然气物流可以是任意适合的待处理和液化的天然气物流，但通 常是在天然气或石油储层产出或从中获得的天然气物流。可替换地， 天然气物流也可从另外的来源获得，也包括合成来源例如费-托工艺， 其中从合成气生产甲烷。
通常天然气基本由甲烷组成。优选原料物流包含至少60mol％的甲 烷，更优选至少80mol％的甲烷。
取决于来源，天然气可含有变化量的比甲烷重的烃，例如乙烷、 丙烷、丁烷和戊烷以及一些芳族烃。天然气也可含有非烃，例如H2O、 N2、CO2、H2S和其它硫化合物等。
根据优选的实施方案，步骤(b)的处理至少包括除去CO2，优选使 处理的天然气物流包含低于500ppm CO2，更优选低于200ppm CO2， 甚至更优选低于50ppm CO2。特别优选在第二位置未除去CO2。
另外优选步骤(b)的处理至少包括除去H2O，优选使处理的天然气 物流包含低于100ppm H2O，更优选低于10ppm H2O，甚至更优选低 于1ppm H2O。
此外，优选步骤(b)的处理包含除去汞(Hg)。
待液化的处理的天然气物流包含70-100mol％的甲烷，优选80-100 mol％的甲烷。优选地，待液化的处理的天然气物流包含低于5mo l％、 优选低于1mol％的C5+烃(表示戊烷和更重的烃)。
优选在步骤(c)中进行输送前将处理的天然气物流压缩至优选高 于50巴、更优选高于60巴、仍然更优选高于70巴的压力。特别优选 处理的天然气物流以基本高于临界点的状态进行输送。如此，处理的 天然气物流可基本以密相进行输送。
根据本发明特别优选的实施方案，在输送期间通过与环境进行换 热来冷却处理的天然气物流。优选地，在处理的天然气物流到达第二 位置之前，将其冷却至<10℃、优选<0℃、更优选<-10℃的温度。因此 可明显降低第二位置的液化装置中的冷却负荷。如果处理的天然气物 流经基本不绝热的管线输送时，则希望第一位置和第二位置之间的距 离尽可能多地冷却处理的天然气物流、优选达到环境温度。因此，可 完全利用冷的环境条件，特别是如果管线位于寒冷的区域例如北极地 区时。据信，当第一位置和第二位置之间的距离大于2km、优选大于 5km、仍然更优选大于10km时，可以实现这一点。
在步骤(d)中对处理的天然气物流进行液化。适合地，这通过使用 一种或多种制冷剂完成。可在第二位置生产制冷剂，或在其它位置生 产制冷剂和将其输送至第二位置。优选地，液化处理的天然气物流所 需的制冷剂在离发生液化的第二位置地理上较远距离的位置生产。生 产制冷剂的位置和第二位置之间的距离优选大于2km，更优选大于5 km。
在一个优选的实施方案中，使用含至少两种制冷剂的混合制冷剂， 和针对组成液化过程中所使用的混合制冷剂的各纯组分制冷剂经单独 的管线将所述制冷剂输送至第二位置。该方案提供用于供应和补充所 需的制冷剂的最简单的排列操作形式。
在另一实施方案中，使用含至少两种制冷剂的混合制冷剂，和经 共用管线输送预混的不同的纯组分制冷剂。该实施方案的优点是无需 使用单独输送不同的制冷剂组分可能需要的其它管线。
在又一实施方案中，使用含至少两种制冷剂的混合制冷剂，和以 连续活塞流方式经单个管线向第二位置输送不同的纯制冷剂组分。优 点是在第二位置无需分馏塔以分离混合制冷剂。
在另一实施方案中，经管线向第二位置提供制冷剂，和将制冷剂 供应管线用作储存容器以取消(或减少)在第二位置的制冷剂储存。这 另外减少了在第二位置所需的区域空间。
制冷剂用于将处理的天然气物流冷却至低于-140℃，优选低于 -150℃。冷却步骤之后，使之膨胀至大气压。获得在大气压下的液化 的烃产品。
液化后，通常输送和再次气化液化的烃产品。液化的烃产品例如 LNG的输送通常通过船运进行。通常在例如可能在陆地或海上的LNG 输入中转油库处进行再次气化。
本领域技术人员将易于理解到，在液化后，必要时可在输送前对 液化的烃产品进一步处理。
在本发明的另外方面，提供用于液化天然气物流的装置，所述装 置至少包括：
-在第一位置的一个或多个处理设备，以获得处理的天然气物流；
-在第二位置的至少一个液化装置，以生产在大气压下的液化的烃 产品；
-管线，用于将处理的天然气物流输送通过至少2km的距离至第二 位置。第一位置和第二位置可同时位于陆地或海上。因此本发明中包 括分别针对第一位置和第二位置的陆地-陆地、海上-海上、海上-陆地 和陆地-海上的所有组合。在优选的实施方案中，第一位置位于陆地上 和第二位置位于海上。
优选第一位置的一个处理设备用于除去CO2。另外优选在第二位置 不从处理的天然气物流中除去CO2。也优选第一位置的一个处理设备用 于除去H2O。
本发明的装置通常还包括压缩机，用于在第一位置压缩处理的天 然气物流优选至高于50巴、优选高于60巴、更优选高于70巴的压力。
根据特别优选的实施方案，管线基本上不绝热。这可在从第一位 置输送至第二位置期间使处理的天然气物流被环境冷却。如果输送在 寒冷的环境例如北极地区进行，可利用寒冷的环境。
附图说明
下文将通过下列非限定性附图进一步描述本发明。本文中给出：
图1示意性给出了本发明的工艺流程图；和
图2示意性给出了本发明的另一实施方案的工艺流程图。

用于本说明书的目的，将单个的附图标记分配给一条线路以及该 线路中携带的物流。相同的附图标记指相似的部件。
图1示意性给出了用于处理和液化天然气物流例如天然气的工艺 流程图(总体用附图标记No.1表示)。
图1的工艺流程图分成两个单独的位置，即第一位置2和第二位 置3。第一位置2通常靠近待处理和液化的天然气的生产场所，例如 天然气或石油储层(未示出)。优选第一位置在陆地上。在第一位置2 处有一个或多个处理设备。这些处理设备可包括常规的处理设备例如： 段塞流捕集器；冷凝液稳定器；用于除去CO2、H2S和其它酸性气体的 酸性气体除去(AGR)设备；用于除去H2O的脱水设备；硫回收设备(SRU)； 除汞设备；脱氮设备(NRU)；氦回收设备(HRU)；烃露点设备等。在第 一位置2处也可以存在用于回收例如C3/C4液化石油气(LPG)和C5+液体 (冷凝液)的分馏或萃取设备。因为这些处理设备本身本领域技术人员 已熟知，因此本文不再进一步讨论。
在图1的实施方案中，第一位置2含有除CO2设备11、脱水设备 12、除汞设备13和用于从天然气中除去选定的较重的烃的烃露点装置 14。此外，存在两个冷却器15、16以及压缩机17。必要时，压缩机 17可以是两个或更多个压缩机的队列。
第二位置3优选靠近从中将生产的液化天然气装船或以其它方式 输送至所需市场的LNG输出中转油库。第二位置和第一位置之间的距 离为至少2km，和可以是900km那么多。在第二位置3存在至少一 个液化装置21以获得LNG。
必要时，在第二位置3也可存在针对第一位置2提及的一些处理 设备。在图1的实施方案中，第二位置3包括液化装置21(其可具有 本领域已知的多种排列方式)和在液化装置上游的洗涤塔18，在其中 从天然气中除去C3+烃和将其送至分馏设备19以进一步处理。此外， 存在一些冷却器22、23和24。
在使用图1所示的工艺流程图期间，通过第一位置2的多个处理 设备处理原料物流10(例如从天然气或石油储层获得的)，从而获得处 理的天然气物流20。通常原料物流10的入口压力为50-100巴，和温 度通常是0-60℃。在对物流10进行处理后，获得处理的天然气物流 20。取决于所进行的处理步骤，处理的天然气物流20的温度通常为约 40-90℃，典型地为约80℃。
随后将物流20经管线4输送至第二位置3。管线可位于地上或地 下或被海水包围。特别地，如果管线4在寒冷区域例如北极地区中， 则优选管线4基本不与环境绝热，从而使得处理的物流20被环境冷却。 为此，管线4可以基本由耐低温碳钢制得。优选地，在输送期间，在 处理的物流20到达第二位置3之前在管线4中被冷却至<10℃、优选 <0℃、更优选<-10℃的温度。当然，管线中的冷却量将取决于多种因 素，例如环境温度、管线4的长度和管线4中使用的材料。已发现如 果管线4为至少2km长，则可能获得适合的结果。
在图1的实施方案中，在第二位置3对处理的物流20进行进一步 处理以除去C3+烃(它们作为物流60送至分馏设备19)。使所得更贫物 流40(在冷却器23中冷却后)流向液化装置21，在其中生产LNG产品 50。可将LNG 50送至LNG输出中转油库以输送至较远距离的市场，其 中使LNG在LNG输入中转油库(未示出)或其附近再次气化。LNG的再 次气化可在陆地或海上进行。之后，可将再次气化的气体送至燃气管 网和分配至终端用户。
可将获得的(一种或多种)产品用作燃料或制冷剂。必要时，可将 至少一部分产品70送回至第一位置2。
图2显示了本发明的替换实施方案，其中洗涤塔18和分馏设备19 也位于第一位置2。在该实施方案中，处理的物流20在经管线4流至 第二位置3之前已经适于进行液化。因此，无需在第二位置3进行处 理。
本领域技术人员将易于理解到，在不偏离本发明范围的情况下可 对本发明进行多种调整。