BG64360B1 - Метод за втечняване на природен газ - Google Patents

Метод за втечняване на природен газ Download PDF

Info

Publication number
BG64360B1
BG64360B1 BG105716A BG10571601A BG64360B1 BG 64360 B1 BG64360 B1 BG 64360B1 BG 105716 A BG105716 A BG 105716A BG 10571601 A BG10571601 A BG 10571601A BG 64360 B1 BG64360 B1 BG 64360B1
Authority
BG
Bulgaria
Prior art keywords
refrigerant
coolant
cooling
level
low
Prior art date
Application number
BG105716A
Other languages
English (en)
Other versions
BG105716A (bg
Inventor
Iii Lawrence Kimble
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxonmobil Upstream Research Company filed Critical Exxonmobil Upstream Research Company
Publication of BG105716A publication Critical patent/BG105716A/bg
Publication of BG64360B1 publication Critical patent/BG64360B1/bg

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0092—Mixtures of hydrocarbons comprising possibly also minor amounts of nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/0097—Others, e.g. F-, Cl-, HF-, HClF-, HCl-hydrocarbons etc. or mixtures thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0291—Refrigerant compression by combined gas compression and liquid pumping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Методът е приложим за втечняване на природен газ и получаване на течен продукт под налягане с температура над -1120С, като за целта се използват две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла. Охлаждащо средство - ниско ниво охлажда и втечнява природния газ, а охлаждащо средство - високо ниво охлажда охлаждащото средство - ниско ниво. След като се използва за втечняване на природния газ, охлаждащото средство - ниско ниво се затопля чрез топлообмен с движещ се в противоток друг поток от охлаждащото средство - ниско ниво и с насрещен първи поток от охлаждащото средство - високо ниво, се компримира до повишено налягане и се подлага на охлаждане с насрещен поток от външен охлаждащ флуид. След това охлаждащото средство - ниско ниво се охлажда чрез топлообмен с насрещен втори поток от охлаждащо средство - високо ниво и с насрещен поток от охлаждащото средство - ниско ниво. Охлаждащото средство - високо ниво се загрява чрез топлообмен с охлаждащото средство - ниско ниво, компримира се до повишено налягане и се охлажда с насрещен поток от външен охлаждащ флуид. а

Description

Област на техниката
Изобретението се отнася до метод за втечняване на природен газ или други богати на метан газови потоци. По-специално изобретението се отнася до метод за втечняване, при който се използват две многокомпонентни охлаждащи средства, за да се получи втечнен природен газ под налягане с температура над -112С (-170Т).
Предшестващо състояние на техниката
В последните години природният газ намира широко приложение поради качествата си, свързани с пълното горене и удобство при работа. Много от източниците на природен газ се намират в отдалечени райони на големи разстояния от станциите за търговия с газ. Понякога има на разположение тръбопровод за транспортиране на получения природен газ до станциите за търговия. Когато не е възможно използването на тръбопровод за транспортиране до станцията за търговия, добитият природен газ често се подлага на обработка за получаване на втечнен природен газ (ВПГ), за да се транспортира.
Една от отличителните характеристики на инсталациите за ВПГ е необходимостта от големи капиталовложения. Използваните съоръжения за втечняване на природния газ обикновено са много скъпи. Инсталацията за втечняване е изградена от няколко основни системи, включващи обработване на газа за отстраняване на примесите, втечняване, охлаждане, захранващи приспособления, складови съоръжения и съоръжения за товарене и доставка. Разходите за съоръженията за охлаждане в инсталациите могат да достигат до 30% от общите разходи.
Системите за охлаждане на ВПГ са скъпи, тъй като за втечняването на природния газ е необходима висока степен на изстудяване. Потокът от природен газ се подава в инсталацията за ВПГ при налягане от около 4830 kPa (700 psia) до около 7600 kPa (1100 psia) и температура от около 20°С (68°F) до около 40°С (104°F). Природният газ, който съдържа преимуществено метан, не може да се втечни само чрез увеличаване на налягането, както при по-тежките въглеводороди, използвани за енергийни цели. Критичната температура на метана е -82,5°С (-116,5°F). Това означава, че метанът може да се втечни само под тази температура, независимо от приложеното налягане. Тъй като природният газ представлява смес от газове, той се втечнява в температурен интервал. Критичната температура на природния газ обикновено е между -85°С (121°F) и -62°С (-80°F). При атмосферно налягане природният газ обикновено се втечнява в температурния интервал между-165°С (-265°F) и -155°С (-247°F). Тъй като съоръженията за изстудяване представляват съществена част от разходите за екипировка, са правени много опити за намаляване на разходите по изстудяването.
Въпреки че за втечняване на природен газ са използвани различни видове охлаждащи цикли, обикновено в инсталациите за ВПГ най-вече се прилагат три вида: 1) “цикъл от каскаден тип”, при който в топлообменниците се използват многобройни еднокомпонентни охлаждащи средства и в резултат температурата на газа постепенно се намалява до температурата на втечняване; 2) “цикъл на разширение”, при който при преминаването на газа от високо към ниско налягане той се разширява, в резултат на което се понижава температурата му; 3) “цикъл с използване на многокомпонентно охлаждащо средство”, при който се прилагат специално конструирани топлообменници. При повечето цикли за втечняване на природен газ се използват разновидности или комбинации от тези три основни вида.
Една многокомпонентна система за охлаждане включва циркулация на многокомпонентен охлаждащ поток, обикновено след предварително охлаждане до около -35°С (-31 °F) с пропан. Една типична многокомпонентна система включва метан, етан, пропан и по избор други леки компоненти. Многокомпонентното охлаждащо средство може да съдържа по-тежки компоненти като бутани и пентани, без да е необходимо предварително охлаждане с пропан. Същността на цикъла с многокомпонентно охлаждащо средство е такава, че топлообменниците в този процес обикновено трябва да работят с поток от двуфазно охлаждащо средство. Многокомпонентните охлаждащи средства проявяват желаното свойство за втеч няване в температурен интервал, който се осигурява от конструкцията на топлообменните системи, което от термодинамична гледна точка може да бъде по-ефективно в сравнение със системите, при които се използва охлаждащо средство от чист компонент.
В SU 476766 е описан метод за втечняване на природен газ с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, свързани каскадно и само с една степен на налягане, при което многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво охлажда многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво. В първия цикъл природният газ се охлажда до температура -75°С с многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво, което се състои от смес от метан, етан, пропан и бутан. Във втория цикъл природният газ с температура -75°С се охлажда от охлаждащо средство ниско ниво до температура 145°. Охлаждащото средство ниско ниво се състои от смес от азот, метан и етан. След това се извършва допълнително охлаждане на втечнения природен газ чрез топлообмен с газовата фаза, отделена от втечнения и охладен природен газ след разширяването му. Във всеки затворен цикъл многокомпонентните охлаждащи средства се втечняват, разширяват до налягане над атмосферното и се изпаряват. За втечняването на природния газ съгласно описания в SU 476766 метод, изстудяването на газа се постига чрез многоетапно охлаждане на газа с участието и на двете многокомпонентни охлаждащи средства и чрез допълнително охлаждане.
Едно от предложенията за намаляване разходите по охлаждането се състои в транспортиране на втечнения природен газ при температура над -112“С (-170°F) и при налягания, при които температурата на течността е на точката на кипене или по-ниска. За повечето състави на природен газ налягането на втечнения природен газ (ВПГН) е в интервала от около 1380 kPa (200 psia) до около 4500 kPa (650 psia). Този втечнен природен газ под налягане се различава от ВПГ, който е при атмосферно налягане или близко до него и има температура около -160°С. За ВПГН е необходима значително по-малка степен на охлаждане, тъй като температурата му може да е с повече от 50°С по-висока в сравнение с ВПГ при атмосферно налягане.
В ЕР 0 500 355 е описан метод за транспортиране на нефтен газ, съдържащ метан и по-тежки въглеводороди, при който газът се охлажда до температура между -100 и -120°С и налягане от 10 до 30 Bar, като охлаждането е многоетапно и за целта се използва многокомпонентно охлаждащо средство, представляващо смес от метан, етан и пропан. Съгласно този известен метод се използва един етап на компримиране при всички етапи на охлаждане.
Съществува необходимост от подобрена охлаждаща система в затворен цикъл, при която се използва многокомпонентно охлаждащо средство за втечняване на природен газ с цел получаване на ВПГН.
Техническа същност на изобретението
Предмет на изобретението е метод за втечняване на поток от природен газ с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, при което охлаждащо средство високо ниво охлажда охлаждащо средство ниско ниво. Съгласно изобретението методът включва следните етапи:
(а) охлаждане и втечняване на поток от природен газ чрез индиректен топлообмен с многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво в първи затворен охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над -112°С (-170°F) и налягане, което е достатъчно течният продукт да е на точката на кипене или под нея;
(б) загряване на охлаждащото средство ниско ниво чрез топлообмен с друг насрещен поток от охлаждащото средство ниско ниво, и чрез топлообмен с насрещен поток от охлаждащото средство високо ниво;
(в) компримиране на загрятото охлаждащо средство ниско ниво от етап (б) до повишено налягане и последващо охлаждане чрез топлообмен с външен охлаждащ флуид;
(г) следващо охлаждане на охлаждащото средство ниско ниво чрез топлообмен с насрещен втори поток от многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво и чрез топлообмен с насрещен поток от охлаждащото средство ниско ниво от етап (б), като споменатото охлаждащо средство високо ниво се загрява по време на топлообмена; и (д) компримиране на загрятото охлаж дащо средство високо ниво от етап (г) до повишено налягане и последващо охлаждане с насрещен поток от външен охлаждащ флуид.
Индиректният топлообмен в етап (а) се извършва в един стадий.
Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво съдържа метан, етан, бутан и пентан.
Многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво съдържа бутан и пентан.
Предмет на изобретението е и метод за втечняване на богат на метан газов поток с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, като всяка от охлаждащите средства в охлаждащите цикли съдържа компоненти с различна изпаряемост. Съгласно изобретението методът включва следните етапи:
(а) втечняване на богатия на метан газов поток в първи топлообменник с насрещен поток от първо многокомпонентно охлаждащо средство, което циркулира в първи охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над -112°С (-170°F) и налягане, което е достатъчно течният продукт да е на точката на кипене или под нея;
(б) компримиране на първото многокомпонентно охлаждащо средство в множество етапи и охлаждане на компримиранато многокомпонентно охлаждащо средство в един или повече етапи с насрещен поток от външен охлаждащ флуид;
(в) охлаждане на компримираното и охладено първо охлаждащо средство с насрещен поток от второ многокомпонентно охлаждащо средство във втори топлообменник до поне частично втечняване на компримираното първо многокомпонентно охлаждащо средство преди втечняването на богатия на метан газ в първия топлообменник и (г) компримиране на второто многокомпонентно охлаждащо средство в множество етапи и последващо охлаждане в един или повече етапи с насрещен поток от външен охлаждащ флуид, след което се извършва топлообмен на компримираното и охладено второ многокомпонентно охлаждащо средство във втория топлообменник до получаване на охладено и поне частично втечнено второ многокомпонентно охлаждащо средство, разширяване на това охлаждащо средство до получаване на нискотемпературен охлаждащ агент, който встъпва в противотоков топлообмен с охладеното и компримирано първо многокомпонентно охлаждащо средство, за да втечни поне частично първото многокомпонентно охлаждащо средство и да се изпари поне частично второто многокомпонентно охлаждащо средство, което рециркулира към първия етап на компримиране.
Изобретението се отнася и до метод за втечняване на богат на метан газ с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, който включва следните етапи:
(а) охлаждане и втечняване на газа в първи топлообменник чрез топлообмен с насрещен поток от първо многокомпонентно охлаждащо средство в първи затворен охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над -112°С;
(б) охлаждане на първото многокомпонентно охлаждащо средство във втори топлообменник с насрещен поток от второ многокомпонентно охлаждащо средство във втори затворен цикъл;
(в) първият охлаждащ цикъл включва създаване на налягане и охлаждане на охладеното първо охлаждащо средство от етап (б) в поне един етап на компримиране и охлаждане, който включва фазово сепариране на загрятото първо охлаждащо средство на парова и течна фаза, създаване на налягане отделно в паровата фаза и в течната фаза, обединяване на течната фаза под налягане с паровата фаза под налягане и следващо охлаждане на обединените фази с външен охлаждащ флуид; преминаване на първото охлаждащо средство под налягане през втория топлообменник, за да се охлади от насрещен поток от второто охлаждащо средство; преминаване на първото охлаждащо средство под налягане през първия топлообменник; разширяване на първото охлаждащо средство под налягане, за да се превърне в многокомпонентно охлаждащо средство с по-ниска температура, и преминаване на разширеното охлаждащо средство през първия топлообменник в противоток със същото охлаждащо средство преди разширяването му и с богат на метан газ, при това разширеното първо охлаждащо средство се загрява и се получава течност под налягане с температура над —112°С, а загрятото и разширено първо охлаждащо средство рециркулира към втория топлообменник;и (г) вторият охлаждащ цикъл включва: създаване на налягане и охлаждане на загрятото второ охлаждащо средство в поне един етап, който включва фазово сепариране на затопленото второ охлаждащо средство на парова и течна фаза, създаване на налягане отделно в паровата и течната фаза, обединяване на паровата фаза под налягане с течната фаза под налягане и последващо охлаждане на обединените фази с насрещен поток от външен охлаждащ флуид; преминаване на второто охлаждащо средство под налягане през втория топлообменник, за да охлади първото охлаждащо средство; разширяване на второто охлаждащо средство под налягане до по-ниска температура и преминаване на разширеното второ охлаждащо средство през втория топлообменник в противоток със същото охлаждащо средство преди разширяването му и с първото охлаждащо средство, като с това разширеното второ охлаждащо средство се загрява.
Предимство на този метод за охлаждане е, че съставите на двете многокомпонентни охлаждащи средства могат да се регулират (оптимизират) едно спрямо друго и чрез състава, температурата и налягането на потока, който се втечнява, могат да се сведат до минимум общите енергийни разходи за процеса. Необходимите условия за охлаждане при използване на конвенционална уредба за очистване на течности от природен газ (уредби за очистване на ВПГ), която е преди процеса на втечняване, могат да се съчетаят с процеса, като с това отпада необходимостта от отделна охлаждаща система.
По метода съгласно изобретението може също така да се получава източник на гориво под налягане, подходящо за турбинни задвижващи механизми, работещи с газообразно гориво, без да е необходимо допълнително компримиране. За захранващи потоци, съдържащи N , охлаждащият поток може да се оптимизира, за да се увеличи до възможно найголяма степен отклоняването на N2 към горивния поток.
С този метод може да се постигне намаляване на необходимата обща компресия над 50% в сравнение с конвенционалния метод за втечняване на природен газ. Това е предимство, тъй като позволява да се втечни повече природен газ, подаван към потребителите, и да се намали консумацията му като гориво, подавано към силовите турбини за компресорите, които се използват в процеса на втечня5 ване.
Пояснение на приложената фигура
Настоящото изобретение и неговите пре10 димства ще бъдат пояснени чрез следващото подробно описание и с помощта на приложената фигура, която представлява опростена технологична схема на един вариант на изпълнение на изобретението, илюстриращ метод за втечняване, при който се използва изобретението. Технологичната схема показва предпочитан вариант на изпълнение на метода съгласно изобретението. Освен примера от тази фигура, в обхвата на изобретението влизат и други варианти на изпълнение, които са резултат от обикновени и очаквани модификации на този конкретен вариант. За опростяване на изложението, на фигурата не са показани различни необходими спомагателни прис25 пособления като вентили, смесители на потоците, контролни системи и сензори.
Примери за изпълнение на изобретението
Изобретението се отнася до подобрен метод за производство на втечнен природен газ, при който се използват два затворени цикъла на охлаждане, като и в двата цикъла в качеството на охлаждаща среда се използват мно35 гокомпонентни охлаждащи средства. Цикълът, в който се използва охлаждащо средство ниско ниво, осигурява най-ниското температурно ниво на охлаждащото средство, използвано за втечняване на природния газ. Охлаждащото 40 средство ниско ниво (с най-ниска температура) от своя страна се охлажда от охлаждащо средство високо ниво (с относително по-висока температура) в отделен топлообменен цикъл.
Методът съгласно изобретението е особено подходящ за производство на втечнен природен газ под налягане (ВПГН) с температура над -112“С (-170“F) и налягане, които са достатъчни втечненият продукт да е на точ50 ката на кипене или по-ниска. Терминът “точка на кипене” означава температурата и налягането, при които течността започва да се прев ръща в газ. Ако например определен обем от ВПГН се държи при константно налягане, но температурата му се увеличава, температурата, при която във ВПГН започват да се образуват газови мехури, е точката на кипене. Ако определен обем от ВПГН се държи при константна температура, но налягането се намалява, налягането, при което започва да се образува газова фаза, е точката на кипене. При точката на кипене втечненият газ представлява наситена течност. За повечето състави от природен газ налягането на ВПГН при температура над -112°С е между 1380 kPa (200 psia) и 4500 kPa (650 psia).
Съгласно фигурата, захранващ поток от природен газ най-напред преминава през конвенционална уредба за очистване на природния газ 75 (уредба за очистване на ВПГ). Ако потокът от природен газ съдържа тежки въглеводороди, които могат да отделят твърда фаза по време на втечняването, или ако присъствието на тежки въглеводороди като етан, бутан, пентан, хексани и подобни на тях, не са желани във ВПГН, те могат да се отделят преди втечняването на природния газ чрез уредба за очистване на ВПГ. Уредбата за очистване на ВПГ 75 се състои предимно от многобройни ректификационни колони (не са показани на фигурата), като например колона за отстраняване на етан, в резултат на което се получава етан, колона за отстраняване на пропан, в която се получава пропан, и колона за отстраняване на бутан, в която се получава бутан. Уредбата за очистване на ВПГ може също да включва системи за отстраняване на бензол. Основният процес, който се извършва в уредбата, е добре познат на специалиста в областта. Освен осигуряване на охлаждане на охлаждащото средство ниско ниво, което е описано по-долу, топлообменникът 65 по избор може да осигурява и студопроизводителност за уредбата за очистване на ВПГ.
Подаваният поток от природен газ може да съдържа газ, получен от петролен кладенец за суров нефт (свързан газ), или от газов кладенец (несвързан газ), както и от двата вида — от източници за свързан и несвързан газ. Съставът на природния газ може съществено да се изменя. Използваният тук газ е поток от природен газ, който съдържа метан (С,) като основен компонент. Природният газ обикновено съдържа и етан (С2), по-висши въг леводороди (С3+) и малки количества примеси като вода, въглероден диоксид, сероводород, азот, бутан, въглеводороди с шест и повече въглеродни атома, шлам, железен сулфид, парафин и суров нефт. Разтворимостта на тези примеси варира в зависимост от температурата, налягането и състава. При криогенни температури СО2, водата и другите примеси могат да образуват твърди частици, които могат да запушат тръбите на криогенните топлообменници. Тези потенциални трудности могат да се избегнат чрез отстраняване на примесите, ако се предвидят условията, отнасящи се до зависимостта температурата на твърдата фаза-фазова граница на съответния чист компонент при определено налягане. В следващото описание на настоящото изобретение се приема, че преди подаването към уредбата за ВПГ 75, потокът от природен газ е обработен предварително, за да се отстранят сулфидите и въглеродния диоксид, и е подложен на сушене за отстраняване на водата. За целта се използват конвенционални и добре познати процеси, за да се получи поток от природен газ, несъдържащ сяра СО2 и вода.
Отведеният от уредбата за очистване на ВПГ поток 10 се разделя на потоци 11 и 12. Потокът 11 преминава през топлообменник 60, който нагрява горивния поток 17 и охлажда подавания поток 11, както е описано по-долу. След напускането на топлообменника 60, захранващият поток 11 отново се обединява с потока 12 и общият поток 13 преминава през топлообменник 61, в който природният газ частично се втечнява. Частично втечненият поток 14, който се отвежда от топлообменника 61, по избор преминава през едно или повече разширителни приспособления 62, като например клапан на Joule-Tompson, или, при алтернативен вариант, през хидравлична турбина, за да се получи ВПГН с температура над -1120С (170°F). От разширителното приспособление 62 разширеният флуиден поток 15 преминава през фазов сепаратор 63. От фазовия сепаратор 63 се отвежда газообразен поток 17, който може да се използва като гориво за осигуряване на необходимата мощност за задвижване на компресорите и помпите, използвани в процеса на втечняване. Преди използването на газообразния поток 17 като гориво се предпочита този поток да се използва като охлаждащ източник, за да участва в охлаждането на част от захранващия поток в топлообменника 60, както беше описано по-горе. Течният поток 16, напускащ сепаратора 63 като ВПГН, има температура над -112°С (-170°F) и налягане, което е достатъчно ВПГН да е на точката на кипене или под нея.
Студопроизводителността за топлообменника 61 се осигурява чрез охлаждане в затворен контур. Охлаждащото средство в този охлаждащ цикъл се използва за ниско ниво на охлаждане, тъй като е с относително по-ниска температура в сравнение с многокомпонентното охлаждащо средство с по-висока температура, използвано в охлаждащия цикъл, осигуряващ студопроизводителност за топлообменника 65. Компримираното многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво преминава през топлообменника 61 чрез тръба 40 и се отвежда от топлообменника 61 през тръба 41. Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво от тръба 41 преминава през разширителен шибър 64, където достатъчно количество от течното охлаждащо средство ниско ниво се изпарява мигновено, за да се намали температурата му до желаната стойност. Желаната температура за получаване на ВПГН обикновено е под -85°С, за предпочитане между -95°С и -110°С. При преминаване през разширителния шибър 64, налягането се намалява. Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво се подава към топлообменника 61 чрез тръба 42 и продължава да се изпарява при преминаването през топлообменника 61. Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво представлява смес от газ и течност (предимно в газообразна форма) при изпускането му в тръба 43. Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво от тръба 43 преминава през топлообменник 65, където продължава да се загрява и изпарява чрез: (1) индиректен топлообмен с движещ се в противоток друг поток (поток 53) от охлаждащото средство ниско ниво и (2) индиректен топлообмен с насрещен поток 31 от охлаждащо средство високо ниво. Затопленото многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво чрез тръба 44 преминава в сепаратор 80 за разделяне на течна от газообразна фаза, където се разделя на течна и газообразна част. Газообразната част чрез тръба 45 се подава към компресор 81, а течната част посредством тръба 46 - към помпа 82, където се създава налягане. Компримираното газообразно многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво от тръба 47 се обединява с течната част под налягане от тръба 48 и потокът от обединеното многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво се охлажда в допълнителен охладител 83. В него многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво се охлажда чрез индиректен топлообмен с външна охлаждаща среда, за предпочитане охлаждаща среда, която като правило използва околната среда, като например топлоотвеждащ радиатор. Подходящи охлаждащи средства от околната среда са атмосферата, прясната вода, солената вода, почвата или две и повече от изброените средства. След това охладеното многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво преминава във втори сепаратор течност/газ 84, където се разделя на течна и газообразна част. Чрез тръба 50 газообразната част преминава в компресор 86, а течната част чрез тръба 51 - в помпа 87, където се компримира. Компримираното газообразно многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво се обединява с течното многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво, което е под налягане, и обединеното охлаждащо средство (поток 52) се охлажда в допълнителен охладител 88, като за целта се използва подходяща охлаждаща среда, подобна на тази от допълнителния охладител 83. След напускането на допълнителния охладител 88 многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво чрез тръба 53 преминава в топлообменник 65, където значителна част от останалото газообразно многокомпонентно охлаждащо средство ниско ниво се втечнява чрез индиректен топлообмен с насрещен поток 43 от охлаждащото средство ниско ниво, преминаващо през топлообменника 65, и чрез индиректен топлообмен с насрещен поток от охлаждащо средство, подавано от цикъла на охлаждане високо ниво (поток 31).
В охлаждащия цикъл високо ниво компримираното течно многокомпонентно охлаждащо средство високо ниво преминава през тръба 31 и топлообменника 65 и се отвежда от него чрез изпускателна тръба 32. Многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво от тръбата 31 се охлажда в топлообменника 65 до желана температура, при която изцяло е в течна фаза, и преминава в тръбата 32. От нея охлаждащото средство преминава през раз ширителен шибър 74, където достатъчно количество от течното многокомпонентно охлаждащо средство високо ниво се изпарява мигновено, за да намали температурата си до желаната стойност. Многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво (поток 33) се изпарява при преминаването си през топлообменника 65 и при изпускането му в тръба 20 по същество е в газообразно състояние. Газообразното многокомпонентно охлаждащо средство високо ниво чрез тръбата 20 се подава в сепаратор газ/течност 66, където се разделя на течна част и газообразна част. Газообразната част се подава към компресор 67 чрез тръба 22, а течната част - чрез тръба 21 - към помпа 68, където се създава налягане. Компримираното газообразно многокомпонентно охлаждащо средство високо ниво от тръба 23 се обединява с течността под налягане от тръба 24 и общият поток от охлаждащото средство високо ниво се охлажда в допълнителен охладител 69. Многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво се охлажда в него чрез индиректен топлообмен с външна охлаждаща среда, за предпочитане охлаждаща среда, която като правило използва околната среда, например топлоотвеждащ радиатор, подобно на допълнителните охладители 83 и 88. Охладеното многокомпонентно охлаждащо средство високо ниво след това преминава през втори сепаратор газ/течност 70, където се разделя на течна част и газообразна част. Газообразната част се подава към компресор 71, а течната част - към помпа 72, където се създава налягане. Компримираното газообразно многокомпонентно охлаждащо средство (поток 29) се обединява с течното многокомпонентно охлаждащо средство под налягане (поток 28) и общият поток 30 от охлаждащото средство високо ниво се охлажда чрез допълнителен охладител 73, охлаждан чрез подходяща външна охлаждаща среда. След отвеждането от допълнителния охладител 73, охлаждащото средство високо ниво чрез тръба 31 преминава в топлообменника 65, където значителна част от останалото газообразно охлаждащо средство високо ниво се втечнява.
Няма ограничения по отношение вида на топлообменниците 61 и 65, но поради икономии се предпочитат топлообменници с ребра от листов материал, с охлаждащи камери, и спираловидни топлообменници. Терминът “ин директен топлообмен”, използван в това описание, означава два флуидни потока, между които се извършва топлообмен, без да има физически контакт или смесване на флуидите един с друг. Използваните топлообменници при изпълнението на изобретението са известни на специалиста в областта. Предпочита се всичките потоци, включващи течна и парова фаза, които се насочват към топлообменниците 61 и 65, да имат равномерно разпределение на двете фази през площта на напречното сечение на входните отвори. За целта се предпочита монтиране на разпределителни устройства отделно за газообразните и течни потоци. Могат да се включат и сепаратори към многофазните потоци, за да се разделят на течни и газообразни потоци. Например към поток 42 могат да се монтират сепаратори непосредствено преди този поток да навлезе в топлообменника 61.
Многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво, което фактически извършва охлаждането и втечняването на природния газ, може да съдържа голям брой различни вещества. Въпреки че броят на компонентите, образуващи охлаждащата смес, не е ограничен, охлаждащото многокомпонентно средство ниско ниво включва предимно от 3 до 7 компонента. Например охладителите, използвани в охлаждащата смес, могат да се изберат от групата на добре познатите халогенирани въглеводороди и техни азеотропни смеси, както и различни въглеводороди. Примери: метан, етилен, етан, пропилен, пропан, изобутан, бутан, бутилен, трихлормонофлуорметан, дихлордифлуорметан, монохлортрифлуорметан, монохлордифлуорметан, тетрафлуорметан, монохлорпентафлуоретан и всяко друго охлаждащо средство на база въглеводород, известно на специалиста в областта. Могат да се използват и охлаждащи средства, които не са на основата на въглеводороди, например азот, аргон, неон, хелий и въглероден диоксид. Единствените критерии, на които трябва да отговарят компонентите на охлаждащото средство ниско ниво, са да са съвместими и да имат различни точки на кипене, като се предпочита разликата да е поне 10°С (50°F). Охлаждащото многокомпонентно средство ниско ниво трябва да е в течно състояние в тръбата 41, а също така да може да се изпарява чрез топлообмен с друг насрещен поток от същото охлаждащо средство и с природния газ, който трябва да се втечни, като в тръбата 43 охлаждащото средство ниско ниво да е преимуществено в газообразна форма. Охлаждащото многокомпонентно средство ниско ниво не трябва да съдържа вещества, които могат да се втвърдят в топлообменниците 61 или 65. Примери за подходящи многокомпонентни охлаждащи средства ниско ниво (в молни проценти): С,: около 15 до 30%, С2: около 45 до 60%, С3: около 5 до 15% и С4: около 3 до 7%. Концентрацията на компонентите в охлаждащото средство ниско ниво може да се регулира, за да се постигнат подходящите характеристики на охлаждане и втечняване на природния газ и изискванията към процеса на втечняване при криогенни температури.
Охлаждащото многокомпонентно средство високо ниво също може да съдържа голям брой различни вещества. Въпреки че броят на компонентите, образуващи охлаждащата смес, не е ограничен, охлаждащото средство високо ниво съдържа предимно от 3 до 7 компонента. Например, охлаждащите средства високо ниво, използвани в охлаждащите смеси, могат да се подберат между познати халогенирани въглеводороди и техни азеотропни смеси, както и различни въглеводороди. Примери: метан, етилен, етан, пропилен, пропан, изобутан, бутан, бутилен, трихлормонофлуорметан, дихлордифлуорметан, монохлортрифлуорметан, монохлордифлуорметан, тетрафлуорметан, монохлорпентафлуоретан и всяко друго охлаждащо средство на база въглеводород, известно на специалиста в областта. Могат да се използват и охлаждащи средства, които не са на основата на въглеводороди, например азот, аргон, неон, хелий и въглероден диоксид. Единствените критерии, на които трябва да отговарят компонентите на охлаждащото средство високо ниво, са да са съвместими и да имат различни точки на кипене, като се предпочита разликата да е поне 10°С (50°F). Охлаждащото многокомпонентно средство високо ниво трябва да е в течно състояние в тръбата 32 и също така трябва да се изпари напълно чрез топлообмен с друг насрещен поток от същото охлаждащо средство и с охлаждащото средство ниско ниво (поток 43). В резултат на повишаване на температурата си в топлообменника 65, охлаждащото средство високо ниво в тръбата 20 е предимно в газообразно състояние. То не трябва да съдържа съ единения, които биха могли да се втвърдят в топлообменника 65. Примери за подходящи многокомпонентни охлаждащи средства високо ниво (в молни проценти): С,: около 0 до 10%, С2: около 60 до 85%, С3: около 2 до 8%, С4: около 2 до 12% и С5: около 1 до 15%. Концентрацията на компонентите в охлаждащото средство високо ниво може да се регулира, за да се постигнат подходящите характеристики на охлаждане и втечняване на природния газ и изискванията към процеса на втечняване при криогенни температури.
Пример
За да се илюстрира показаният на фигурата вариант на изпълнение, е направен моделиран масов и енергиен баланс, резултатите от който са дадени в таблицата по-долу. Данните са получени, като е използвана известна подходяща за целта програма за моделиране HYSYS™ (доставена от Hyprotech Ltd., Calgary, Canada). Могат да се използват и други известни подходящи програми за моделиране, като например: HYSYS™, PROII™ и ASPEN PLUS™, които обикновено са познати на специалиста в областта. Представените в таблицата данни спомагат за по-добро разбиране на варианта на изпълнение, показан на фигурата, но изобретението не се ограничава от него. Температурите и дебитите не следва да се считат като ограничаващи обхвата на изобретението, тъй като тези показатели могат да имат различни стойности предвид изложеното описание.
В този пример подаваният поток от природен газ 10 има следния състав в молни проценти: С,: 94,3%; С2: 3,9%; С3: 0,3%; С4: 1,1%; С5: 0,4%. Съставът на охлаждащото средство ниско ниво, подавано към топлообменника 61, в молни проценти е както следва: С : 33,3%; С2: 48,3%; С3: 2,1%; С4: 2,9%; С,: 13,4%. Съставът на охлаждащото средство високо ниво, подавано към топлообменника 65, в молни проценти е както следва: С,: 11,5%; С2: 43,9%; С3: 32,1%; С,: 1,6%; С,: 10,9%. Съставите на охлаждащите средства в затворените цикли могат да се оптимизират от специалиста в областта, за да се сведе до минимум енергията за охлаждащия процес при различните състави на подавания природен газ, както и налаганията и температурите, които се използват за втечняване на природния газ с цел получаване на ВПГН.
Данните от таблицата показват, че максимално необходимото налягане за охлаждане в цикъла с ниско ниво на охлаждане не превишава 2480 kPa (360 psia). При известен цикъл на охлаждане на природен газ до температура 5 около -160°С обикновено се изисква налягане за охлаждане около 6200 kPa (900 psia). При използване на значително по-малко налягане в охлаждащия цикъл ниско ниво е необходим и значително по-малко материал за тръби в този цикъл.
Друго предимство на настоящото изобретение, което е показано в този пример е, че потокът от гориво 18 има налягане, което е достатъчно за използването му в конвенционалните газови турбини по време на процеса на втечняване, без да се използва допълнително устройство за компресия на горивния газ.
Специалистът в областта и в частност, който може да ползва описанието на патента, може да направи много модификации и изменения на конкретния вариант на изпълнение, описан по-горе. Например, могат да се използват различни налягания и температури съгласно изобретението в зависимост от цялостния проект на системата и състава на подавания газ. Също така поредица от охлаждания на подавания газ могат да се добавят или видоизменят в зависимост от цялостните проектни изисквания. В допълнение към това, могат да се изпълнят определени етапи чрез добавяне на устройства, които са равностойни на показаните устройства. Както е отбелязано по-горе, описаният конкретен вариант на изпълнение и примерът не ограничават или стесняват обхвата на изобретението, който е определен от претенциите и техните еквиваленти.
ТАБЛИЦА
U O' O 1 °+| ~+ o -τ- ο + ό -+ -+ p\ «Г» O o o o r 1 oo P 6Ό1 ! <o o 71.81 J C 1 o CP rp 40 rp CP 4θ CP o rp o' 10,9 10,9 13,4|
—< — —’ — o o 40 1 80 40 r 40 08 < J < > Ch 40 80 40 08
.xo ,—, .— --- --. r—< ,—> r—< o . r i ___ ___ C 1 ___ o rp rp o ___ — — oi
-T
CQ rp r'i rp <P Гр P r P o o ! - r—. f o U ) co oo u > _________( r—< ___
rj .G o rp; o /pi o o o o r i od r i C ί oo pi Ch Ch 08 Ch r i ci 04 ci
H + t rp r P <P Г— CP r 1 t 1 rp r 1 rp Гр CP
o o
o
ch Ch Ch Ch Ch Ch o ‘P •P Г - U ) Ch O' •Γ » P- l·- 40 чП Ch Ch Ch CP
4° rp t p P f P CP t O o CP 40 CP cP 40 cp r—< Ch Ch ---------1 CP CP CP oo
r Г + + -+ -+ »P <—1 — ’P -+ + -+ -+
o O
-i -
rp P cP P rp ГР -+ *+ Up P •P ' ip Cp ip 08 rp rp ch UP UP ‘P cp
o4 ^+ -+ Tf -+ -+ + 08 Ch o ·—I T—, o + r—< _-4 vt »—< ___ CP
— Ch 08 08 08 Ch 08 Ch 08 Ch r— T—1 —1 Cp
o O s
O cp o o o o o <o o o UP O o Up o O ip UP O o O O o
_ O o o o o o o o c> СЧ Cl 08 o Cl C4 00 CP rp oo 04 Pl Pl O
o «—< Pl Ch *—‘ T—< ·—' 40 UP UP oo Cl UP Up Cl oo 80 40 ,—1 OO oo oo Pl
g UP -+ o Ip ’P UP P4 Pl PI oo oo oo oo 08 Ch Ch 08 oo oo oo Pl
o o o o O o ГР rp ΓΡ rp 04 PI CP rp CP
— ·”* -1
<u KgMoI/hr 47673 1906 45768 47673 47673 47673 46539 1134 *+ rn 17609 PI o 17504 17504 102 17609 13236 4370 4370 13236 17609 17609 - 17609 50894|
40 o o cP rp o o o P o o o o U 1 CP cp CP P P P o cp o
08 Ch Ch 08 40 o o o 08 Ό Ό UP Vi up -+ -+ + •rp i/P -+ in ”+
ca 40 80 40 40 40 -+ -+ -+ CP r— — rp CP ΓΡ rp CP
«υ K C3 u in d
b?
o oo 00 up 08 oo oo oo 00 UP up up ^+ rh. 40 40 40 Pl Pl Pl up l/P up
o UP UP P 40 Up up UP CP -^+ Pt xf CP 40 00 OO OO 40 40 40 40 •rh
Ж cj 00 P P P up P P P P rp rp rp o O Ch Ch Ch 7+ t+ CP CP CP
Sa Tj- тГ Tf- Pl PI Pl PI Pl Pl Pl Pl Pl
Uh 40 40 45 up P r—t o oo 00 oo Ό o o o o 80 P o r--4 o
^+ -^+ 80 80 r--И r-4 o P P P oo i/P up up pu o P UP UP
5 ^+ + Pt CP -^+ Tf UP t+ p+ -+ UP Up lip ι/Р up up OO UP
d »—< r—t r— r-4
ρ. I t I t
CL OJ K S (D H u
Град.С Cl_ Г·^ Tt 00 ОО^ООСЧ—у—y·—'ΟΟΤί— —.с^счг-осчо N (ч N гп чп >/7 vT ι/l ο. ri c·· rn~ rn co чо r-4 oo + oo + + + + ^^^^+ 40 — —' — \OTfTj-4OTf
Фаза g. й g. h -1 ΰΰ 1 δ δ δ в в в о. g ο,ρ а ь α ρ а а у a a a- £ ex ex E? ex ex с^езнеккаквнввннкпнкк
Поток O - Cl cp -+ ip 40 P OO O —1 Cl CP -r up 40 p oo Ch o PI rp o < r-4 r~M r— r-M r-4 —4 ΓΡ (-χ| ΓΊ r 1 Pl PI Pl Pl Pl rp CP rp t+

Claims (6)

  1. Патентни претенции
    1. Метод за втечняване на поток от природен газ с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, при което охлаждащо средство високо ниво охлажда охлаждащо средство ниско ниво, характеризиращ се с това, че методът включва следните етапи:
    (а) охлаждане и втечняване на поток от природен газ чрез индиректен топлообмен с многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво в първи затворен охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над-112°С (-170°F) и налягане, което е достатъчно течният продукт да е на точката на кипене или под нея;
    (б) загряване на охлаждащото средство ниско ниво чрез топлообмен с друг насрещен поток от охлаждащото средство ниско ниво, и чрез топлообмен с насрещен поток от охлаждащото средство високо ниво;
    (в) компримиране на загрятото охлаждащо средство ниско ниво от етап (б) до повишено налягане и последващо охлаждане чрез топлообмен с външен охлаждащ флуид;
    (г) следващо охлаждане на охлаждащото средство ниско ниво чрез топлообмен с насрещен втори поток от многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво и чрез топлообмен с насрещен поток от охлаждащото средство ниско ниво от етап (б), като споменатото охлаждащо средство високо ниво се загрява по време на топлообмена; и (д) компримиране на загрятото охлаждащо средство високо ниво от етап (г) до повишено налягане и последващо охлаждане с насрещен поток от външен охлаждащ флуид.
  2. 2. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че индиректният топлообмен в етап (а) се извършва в един стадий.
  3. 3. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че многокомпонентното охлаждащо средство ниско ниво съдържа метан, етан, бутан и пентан.
  4. 4. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че многокомпонентното охлаждащо средство високо ниво съдържа бутан и пентан.
  5. 5. Метод за втечняване на богат на метан газов поток с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два зат ворени цикъла и всяко от охлаждащите средства в споменатите охлаждащи цикли съдържа компоненти с различна изпаряемост, характеризиращ се с това, че методът включва следните етапи:
    (а) втечняване на богатия на метан газов поток в първи топлообменник с насрещен поток от първо многокомпонентно охлаждащо средство, което циркулира в първи охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над -112°С (-170°F) и налягане, което е достатъчно течният продукт да е на точката на кипене или под нея;
    (б) компримиране на първото многокомпонентно охлаждащо средство в множество етапи и охлаждане на компримираното многокомпонентно охлаждащо средство в един или повече етапи с насрещен поток от външен охлаждащ флуид;
    (в) охлаждане на компримираното и охладено първо охлаждащо средство с насрещен поток от второ многокомпонентно охлаждащо средство във втори топлообменник до поне частично втечняване на компримираното първо многокомпонентно охлаждащо средство преди втечняването на богатия на метан газ в първия топлообменник и (г) компримиране на второто многокомпонентно охлаждащо средство в множество етапи и последващо охлаждане в един или повече етапи с насрещен поток от външен охлаждащ флуид, след което се извършва топлообмен на компримираното и охладено второ многокомпонентно охлаждащо средство във втория топлообменник до получаване на охладено и поне частично втечнено второ многокомпонентно охлаждащо средство, разширяване на това охлаждащо средство до получаване на нискотемпературен охлаждащ агент, който встъпва в противотоков топлообмен с охладеното и компримирано първо многокомпонентно охлаждащо средство, за да втечни поне частично първото многокомпонентно охлаждащо средство и да се изпари поне частично второто многокомпонентно охлаждащо средство, което рециркулира към първия етап на компримиране.
  6. 6. Метод за втечняване на богат на метан газ с използване на две многокомпонентни охлаждащи средства в два затворени цикъла, характеризиращ се с това, че включва следните етапи:
    (а) охлаждане и втечняване на газа в първи топлообменник чрез топлообмен с насрещен поток от първо многокомпонентно охлаждащо средство в първи затворен охлаждащ цикъл, за да се получи течен продукт под налягане с температура над -112°С;
    (б) охлаждане на първото многокомпонентно охлаждащо средство във втори топлообменник с насрещен поток от второ многокомпонентно охлаждащо средство във втори затворен цикъл;
    (в) първият охлаждащ цикъл включва създаване на налягане и охлаждане на охладеното първо охлаждащо средство от етап (б) в поне един етап на компримиране и охлаждане, който включва фазово сепариране на загрятото първо охлаждащо средство на парова и течна фаза, създаване на налягане отделно в паровата фаза и в течната фаза, обединяване на течната фаза под налягане с паровата фаза под налягане и следващо охлаждане на обединените фази с външен охлаждащ флуид; преминаване на първото охлаждащо средство под налягане през втория топлообменник, за да се охлади от насрещен поток от второто охлаждащо средство; преминаване на първото охлаждащо средство под налягане през първия топлообменник; разширяване на първото охлаждащо средство под налягане, за да се превърне в многокомпонентно охлаждащо средство с по-ниска температура и преминаване на разширеното охлаждащо средство през пър вия топлообменник в противоток със същото охлаждащо средство преди разширяването му и с богат на метан газ, при това разширеното първо охлаждащо средство се загрява и се получава течност под налягане с температура над -112°С, а загрятото и разширено първо охлаждащо средство рециркулира към втория топлообменник;и (г) вторият охлаждащ цикъл включва създаване на налягане и охлаждане на загрятото второ охлаждащо средство в поне един етап, който включва фазово сепариране на затопленото второ охлаждащо средство на парова и течна фаза, създаване на налягане отделно в паровата и течната фаза, обединяване на паровата фаза под налягане с течната фаза под налягане и последващо охлаждане на обединените фази с насрещен поток от външен охлаждащ флуид; преминаване на второто охлаждащо средство под налягане през втория топлообменник, за да охлади първото охлаждащо средство; разширяване на второто охлаждащо средство под налягане до по-ниска температура и преминаване на разширеното второ охлаждащо средство през втория топлообменник в противоток със същото охлаждащо средство преди разширяването му и с първото охлаждащо средство, като с това разширеното второ охлаждащо средство се загрява.
BG105716A 1998-12-18 2001-07-18 Метод за втечняване на природен газ BG64360B1 (bg)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11280198P 1998-12-18 1998-12-18

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BG105716A BG105716A (bg) 2002-05-31
BG64360B1 true BG64360B1 (bg) 2004-11-30

Family

ID=22345910

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BG105716A BG64360B1 (bg) 1998-12-18 2001-07-18 Метод за втечняване на природен газ

Country Status (31)

Country Link
US (1) US6250105B1 (bg)
EP (1) EP1144928A4 (bg)
JP (1) JP2002532674A (bg)
KR (1) KR20010086122A (bg)
CN (1) CN1154828C (bg)
AR (1) AR021880A1 (bg)
AU (1) AU756735B2 (bg)
BG (1) BG64360B1 (bg)
BR (1) BR9916344A (bg)
CA (1) CA2353925C (bg)
CO (1) CO5111061A1 (bg)
DZ (1) DZ2969A1 (bg)
EG (1) EG22575A (bg)
ES (1) ES2209585B1 (bg)
GB (1) GB2358912B (bg)
GC (1) GC0000027A (bg)
GE (1) GEP20033058B (bg)
ID (1) ID29491A (bg)
MX (1) MXPA01005760A (bg)
MY (1) MY117548A (bg)
NO (1) NO20012990L (bg)
OA (1) OA11810A (bg)
PE (1) PE20001445A1 (bg)
RO (1) RO119420B1 (bg)
RU (1) RU2226660C2 (bg)
TN (1) TNSN99229A1 (bg)
TR (1) TR200101782T2 (bg)
TW (1) TW460680B (bg)
UA (1) UA71595C2 (bg)
WO (1) WO2000036350A2 (bg)
YU (1) YU43301A (bg)

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999058624A1 (de) * 1998-05-12 1999-11-18 Messer Griesheim Gmbh Kältemittelgemisch für einen gemisch-drossel-prozess
US6347532B1 (en) * 1999-10-12 2002-02-19 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process with partial condensation of mixed refrigerant at intermediate temperatures
US6357257B1 (en) * 2001-01-25 2002-03-19 Praxair Technology, Inc. Cryogenic industrial gas liquefaction with azeotropic fluid forecooling
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
BR0210218A (pt) * 2001-06-29 2004-06-08 Exxonmobil Upstream Res Co Método de absorção para recuperar e método para separar componentes de c2+ de uma mistura lìquida pressurizada contendo c1 e c2+
TW561230B (en) 2001-07-20 2003-11-11 Exxonmobil Upstream Res Co Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
FR2829569B1 (fr) * 2001-09-13 2006-06-23 Technip Cie Procede de liquefaction de gaz naturel, mettant en oeuvre deux cycles de refrigeration
NZ534723A (en) * 2002-01-18 2004-10-29 Univ Curtin Tech Process and device for production of LNG by removal of freezable solids
US6913076B1 (en) * 2002-07-17 2005-07-05 Energent Corporation High temperature heat pump
US6691531B1 (en) * 2002-10-07 2004-02-17 Conocophillips Company Driver and compressor system for natural gas liquefaction
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
NZ541550A (en) * 2003-02-25 2008-04-30 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
US6889523B2 (en) 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
EP1613909B1 (en) * 2003-03-18 2013-03-06 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
US6722157B1 (en) * 2003-03-20 2004-04-20 Conocophillips Company Non-volatile natural gas liquefaction system
US7137274B2 (en) 2003-09-24 2006-11-21 The Boc Group Plc System for liquefying or freezing xenon
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
WO2006007278A2 (en) * 2004-06-23 2006-01-19 Exxonmobil Upstream Research Company Mixed refrigerant liquefaction process
CA2566820C (en) * 2004-07-01 2009-08-11 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US7152428B2 (en) * 2004-07-30 2006-12-26 Bp Corporation North America Inc. Refrigeration system
MXPA04010342A (es) * 2004-10-20 2005-06-20 Dario Ochoa Vivanco Ruben Mejora en la mezcla de gases refrigerantes a base de hidrocarbonos para obtener mayor eficiencia en sistemas de compresion de refrigeracion y de aire acondicionado.
WO2007021351A1 (en) * 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for lng
DE102005038266A1 (de) * 2005-08-12 2007-02-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
CN101443616B (zh) * 2006-05-15 2012-06-20 国际壳牌研究有限公司 液化烃物流的方法和设备
JP4691192B2 (ja) * 2006-06-02 2011-06-01 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
EP2041507A2 (en) * 2006-07-14 2009-04-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
DE102006039661A1 (de) * 2006-08-24 2008-03-20 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
JP5147845B2 (ja) * 2006-09-22 2013-02-20 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素流の液化方法
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080277398A1 (en) * 2007-05-09 2008-11-13 Conocophillips Company Seam-welded 36% ni-fe alloy structures and methods of making and using same
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
CN101392983B (zh) * 2008-11-10 2012-12-05 陈文煜 一种液化富甲烷气的过程
CN101392982B (zh) * 2008-11-10 2012-12-05 陈文煜 一种液化富甲烷气的工艺流程
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
ITMI20091768A1 (it) * 2009-10-15 2011-04-16 Ecoproject Sas Di Luigi Gazzi E C Processo per impianti gnl anche di grande capacita' richiedente basse portate volumetriche ai compressori frigoriferi
ES2375390B1 (es) * 2009-10-26 2013-02-11 Consejo Superior De Investigaciones Científicas (Csic) Planta de recuperación de helio.
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9441877B2 (en) * 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
KR101009853B1 (ko) * 2010-04-30 2011-01-19 한국가스공사연구개발원 냉매 분리가 있는 천연가스 액화공정
AU2011261670B2 (en) 2010-06-03 2014-08-21 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
CN102093921A (zh) * 2011-01-20 2011-06-15 中国海洋石油总公司 一种海上天然气液化方法及液化装置
US8991181B2 (en) * 2011-05-02 2015-03-31 Harris Corporation Hybrid imbedded combined cycle
KR101227115B1 (ko) * 2011-09-26 2013-01-28 서울대학교산학협력단 혼합 냉매를 이용한 피드 스트림의 액화장치 및 액화방법과 이를 포함하는 유체전달 시스템
CN102506298B (zh) * 2011-09-30 2013-11-06 中国寰球工程公司 用于液化天然气装车系统的冷循环系统和方法
CN102445052A (zh) * 2011-12-16 2012-05-09 南京林业大学 一种用于零散气源点的沼气液化工艺及装置
CN102538389A (zh) * 2011-12-19 2012-07-04 中国海洋石油总公司 一种应用于基荷型天然气液化工厂的混合制冷剂预冷系统
CN102564061B (zh) * 2011-12-19 2014-06-11 中国海洋石油总公司 一种应用于基荷型天然气液化工厂的双级混合冷剂循环液化系统
CA2867436C (en) * 2012-03-30 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Lng formation
US9038389B2 (en) 2012-06-26 2015-05-26 Harris Corporation Hybrid thermal cycle with independent refrigeration loop
CN102748918A (zh) * 2012-07-03 2012-10-24 中国海洋石油总公司 双级混合冷剂循环天然气液化系统
RU2015135574A (ru) * 2013-01-24 2017-03-03 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Производство сжиженного природного газа
KR102312640B1 (ko) 2013-03-15 2021-10-13 차트 에너지 앤드 케미칼즈 인코포레이티드 혼합 냉매 시스템 및 방법
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US9574563B2 (en) 2013-04-09 2017-02-21 Harris Corporation System and method of wrapping flow in a fluid working apparatus
US9303514B2 (en) 2013-04-09 2016-04-05 Harris Corporation System and method of utilizing a housing to control wrapping flow in a fluid working apparatus
US9297387B2 (en) 2013-04-09 2016-03-29 Harris Corporation System and method of controlling wrapping flow in a fluid working apparatus
CN103216998B (zh) * 2013-04-12 2015-12-02 北京安珂罗工程技术有限公司 一种单循环混合冷剂压缩与输送的方法和系统
US20140366577A1 (en) 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US9303533B2 (en) 2013-12-23 2016-04-05 Harris Corporation Mixing assembly and method for combining at least two working fluids
EP3006875A1 (de) * 2014-10-09 2016-04-13 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Regelung eines gekoppelten Wärmetauscher-Systems und Wärmetauscher-System
US20160109177A1 (en) 2014-10-16 2016-04-21 General Electric Company System and method for natural gas liquefaction
US10443926B2 (en) * 2014-11-19 2019-10-15 Dresser-Rand Company System and method for liquefied natural gas production
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
WO2017177317A1 (en) 2016-04-11 2017-10-19 Geoff Rowe A system and method for liquefying production gas from a gas source
WO2017214723A1 (en) 2016-06-13 2017-12-21 Geoff Rowe System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
CN106440656B (zh) * 2016-11-02 2022-02-15 中国寰球工程有限公司 一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统
RU2645095C1 (ru) * 2017-04-03 2018-02-15 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Способ частичного сжижения природного газа
CN107166871A (zh) * 2017-06-01 2017-09-15 西安交通大学 采用双级混合制冷剂循环的液化天然气蒸发气再液化系统
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
KR102118304B1 (ko) * 2018-10-01 2020-06-03 영남대학교 산학협력단 원료 가스 액화 처리 방법
US11578545B2 (en) * 2018-11-20 2023-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU476766A3 (ru) * 1967-12-20 1975-07-05 Линде Аг (Фирма) Способ сжижени природного газа
EP0500355A1 (en) * 1991-02-21 1992-08-26 Ugland Engineering A/S Unprocessed petroleum gas transport

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2731810A (en) 1949-01-04 1956-01-24 Qjivaiiov snoonilnod
FR1270952A (fr) * 1960-10-19 1961-09-01 Shell Int Research Procédé et appareillage pour la liquéfaction d'un gaz naturel
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1135871A (en) 1965-06-29 1968-12-04 Air Prod & Chem Liquefaction of natural gas
DE1815010A1 (de) * 1968-12-17 1970-07-16 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zum Verfluessigen von Erdgas
DE1939114B2 (de) 1969-08-01 1979-01-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verflüssigungsverfahren für Gase und Gasgemische, insbesondere für Erdgas
US3964891A (en) 1972-09-01 1976-06-22 Heinrich Krieger Process and arrangement for cooling fluids
US3970441A (en) 1973-07-17 1976-07-20 Linde Aktiengesellschaft Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures
DE2438443C2 (de) 1974-08-09 1984-01-26 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
FR2292203A1 (fr) 1974-11-21 1976-06-18 Technip Cie Procede et installation pour la liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition
DE2628007A1 (de) 1976-06-23 1978-01-05 Heinrich Krieger Verfahren und anlage zur erzeugung von kaelte mit wenigstens einem inkorporierten kaskadenkreislauf
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
FR2471566B1 (fr) 1979-12-12 1986-09-05 Technip Cie Procede et systeme de liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition
FR2545589B1 (fr) 1983-05-06 1985-08-30 Technip Cie Procede et appareil de refroidissement et liquefaction d'au moins un gaz a bas point d'ebullition, tel que par exemple du gaz naturel
US4504296A (en) 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US4525185A (en) 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4545795A (en) 1983-10-25 1985-10-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
US4901533A (en) 1986-03-21 1990-02-20 Linde Aktiengesellschaft Process and apparatus for the liquefaction of a natural gas stream utilizing a single mixed refrigerant
US4755200A (en) 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
US4911741A (en) 1988-09-23 1990-03-27 Davis Robert N Natural gas liquefaction process using low level high level and absorption refrigeration cycles
US5036671A (en) 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
US5161382A (en) 1991-05-24 1992-11-10 Marin Tek, Inc. Combined cryosorption/auto-refrigerating cascade low temperature system
JPH06159928A (ja) 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
FR2703762B1 (fr) 1993-04-09 1995-05-24 Maurice Grenier Procédé et installation de refroidissement d'un fluide, notamment pour la liquéfaction de gaz naturel.
US5379597A (en) 1994-02-04 1995-01-10 Air Products And Chemicals, Inc. Mixed refrigerant cycle for ethylene recovery
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
EP0723125B1 (en) 1994-12-09 2001-10-24 Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho Gas liquefying method and plant
FR2743140B1 (fr) * 1995-12-28 1998-01-23 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction en deux etapes d'un melange gazeux tel qu'un gaz naturel
DZ2534A1 (fr) * 1997-06-20 2003-02-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel.
DZ2533A1 (fr) 1997-06-20 2003-03-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel.
US6105388A (en) * 1998-12-30 2000-08-22 Praxair Technology, Inc. Multiple circuit cryogenic liquefaction of industrial gas

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU476766A3 (ru) * 1967-12-20 1975-07-05 Линде Аг (Фирма) Способ сжижени природного газа
EP0500355A1 (en) * 1991-02-21 1992-08-26 Ugland Engineering A/S Unprocessed petroleum gas transport

Also Published As

Publication number Publication date
KR20010086122A (ko) 2001-09-07
UA71595C2 (uk) 2004-12-15
NO20012990D0 (no) 2001-06-15
WO2000036350A3 (en) 2000-10-19
GB2358912B (en) 2002-05-08
MY117548A (en) 2004-07-31
GC0000027A (en) 2002-10-30
EP1144928A4 (en) 2002-05-22
YU43301A (sh) 2003-12-31
AU2370200A (en) 2000-07-03
ES2209585A1 (es) 2004-06-16
AU756735B2 (en) 2003-01-23
TNSN99229A1 (fr) 2001-12-31
CO5111061A1 (es) 2001-12-26
BG105716A (bg) 2002-05-31
RO119420B1 (ro) 2004-10-29
ES2209585B1 (es) 2005-09-16
OA11810A (en) 2005-08-16
PE20001445A1 (es) 2000-12-26
CA2353925A1 (en) 2000-06-22
GB0113068D0 (en) 2001-07-18
CN1154828C (zh) 2004-06-23
EG22575A (en) 2003-04-30
AR021880A1 (es) 2002-08-07
JP2002532674A (ja) 2002-10-02
US6250105B1 (en) 2001-06-26
ID29491A (id) 2001-08-30
MXPA01005760A (es) 2004-03-26
WO2000036350A2 (en) 2000-06-22
NO20012990L (no) 2001-07-11
TR200101782T2 (tr) 2001-11-21
GEP20033058B (en) 2003-08-25
GB2358912A (en) 2001-08-08
BR9916344A (pt) 2001-10-02
EP1144928A2 (en) 2001-10-17
RU2226660C2 (ru) 2004-04-10
DZ2969A1 (fr) 2004-03-15
CN1330760A (zh) 2002-01-09
CA2353925C (en) 2007-06-26
TW460680B (en) 2001-10-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BG64360B1 (bg) Метод за втечняване на природен газ
RU2253809C2 (ru) Способ ожижения природного газа путем охлаждения за счет расширения
CN1102213C (zh) 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
RU2270408C2 (ru) Способ охлаждения сжиженного газа и установка для осуществления способа
EP1613910B1 (en) Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
US6751985B2 (en) Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
KR100350934B1 (ko) 가스 액화용 이원 혼합 냉매 사이클
RU2205337C2 (ru) Усовершенствованный способ сжижения природного газа
US7127914B2 (en) Hybrid gas liquefaction cycle with multiple expanders
RU2141611C1 (ru) Способ сжижения
KR0145174B1 (ko) 천연가스 액화방법
RU2447382C2 (ru) Способ и устройство для сжижения потока сырья, содержащего углеводороды
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
JP6781852B2 (ja) 天然ガスを液化するための設備及び方法
WO2003019095A1 (en) Method for liquefying methane-rich gas
EA013234B1 (ru) Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа
JP4898006B2 (ja) 天然ガスのような炭化水素を含む流体の部分液化方法
PL189829B1 (pl) Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego
CN104204698A (zh) 液化天然气形成
US20190310014A1 (en) Device and method for liquefying a natural gas and ship comprising such a device
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas