EA006270B1 - Устройство для сжижения природного газа и способ производства сжиженного природного газа - Google Patents

Устройство для сжижения природного газа и способ производства сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA006270B1
EA006270B1 EA200400811A EA200400811A EA006270B1 EA 006270 B1 EA006270 B1 EA 006270B1 EA 200400811 A EA200400811 A EA 200400811A EA 200400811 A EA200400811 A EA 200400811A EA 006270 B1 EA006270 B1 EA 006270B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
stream
natural gas
heat exchanger
installation
Prior art date
Application number
EA200400811A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400811A1 (ru
Inventor
Брюс М. Вилдинг
Деннис Н. Бингхэм
Майкл Г. Маккеллар
Терри Д. Тернер
Кевин Т. Рэйтерман
Гари Л. Палмер
Керри М. Клинджер
Джон Дж. Враникар
Original Assignee
Бехтел Би Дабл Ю Экс Ти, Айдахо, Ллс
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 Бехтел Би Дабл Ю Экс Ти, Айдахо, Ллс filed Critical Бехтел Би Дабл Ю Экс Ти, Айдахо, Ллс
Publication of EA200400811A1 publication Critical patent/EA200400811A1/ru
Publication of EA006270B1 publication Critical patent/EA006270B1/ru

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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0259—Modularity and arrangement of parts of the liquefaction unit and in particular of the cold box, e.g. pre-fabrication, assembling and erection, dimensions, horizontal layout "plot"
    • 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
    • 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"
    • F25J1/0035—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 gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—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 gas expansion with extraction of work of a return 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
    • F25J1/003—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"
    • F25J1/0045—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 vaporising a liquid return 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0201—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • 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
    • 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
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • 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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • 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
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/04—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being spirally coiled
    • 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
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • 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
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • 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
    • F25J2205/84—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using filter
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • 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
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • 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
    • F25J2290/44—Particular materials used, e.g. copper, steel or alloys thereof or surface treatments used, e.g. enhanced surface
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/902—Apparatus
    • Y10S62/903—Heat exchange structure
    • Y10S62/904—Coiled heat exchanger
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Abstract

Предложен способ производства сжиженного природного газа и устройство для его осуществления. Устройство для сжижения газа может быть соединено с источником неочищенного природного газа, таким как газопровод на станции снижения давления. Часть газа отбирают из газопровода и разделяют на технологический поток (154) и охлаждающий поток (152). Охлаждающий поток (152) проходит через турбодетандер (156), производя работу. Компрессор (158) приводится в действие произведенной работой и сжимает технологический поток. Сжатый технологический поток охлаждается, например, расширенным охлаждающим потоком. Охлажденный сжатый технологический поток разделяется на первую и вторую части, при этом первая часть расширяется для сжижения природного газа. Сепаратор для разделения газа и жидкости отделяет пар от сжиженного природного газа. Вторая часть охлажденного сжатого технологического потока также расширяется и используется для охлаждения сжатого технологического потока. В способ сжижения газа могут быть включены дополнительные признаки и технические приемы, включающие цикл извлечения воды и цикл извлечения углекислого газа (СО).

Description

Настоящее изобретение относится в целом к сжатию и сжижению газов и, более конкретно, к частичному сжижению газа, такого как природный газ, в небольших масштабах с использованием комбинированных процессов охлаждения и расширения.
Описание известного уровня техники
Природный газ является известной альтернативой жидким топливам, таким как бензин и дизельное топливо. Было предпринято много усилий для применения природного газа в качестве альтернативного топлива для преодоления разных недостатков бензина и дизельного топлива, включающих стоимость производства и последующие выбросы в атмосферу, вызываемые их использованием. Как известно, природный газ является более чистым топливом, чем другие топлива. Кроме того, природный газ считается более безопасным, чем бензин или дизельное топливо, поскольку природный газ поднимается в воздухе и рассеивается, а не оседает.
Для использования в качестве альтернативного топлива природный газ (также называемый здесь сырьевым газом) обычно преобразуют в сжатый природный газ (СЫО) или сжиженный (или жидкий) природный газ (ΕΝΟ) для хранения и транспортировки топлива перед его использованием. Обычно два из известных основных цикла для сжижения природных газов называют каскадным циклом и циклом расширения.
Коротко говоря, каскадный цикл состоит из серии теплообменов с сырьевым газом, причем каждый теплообмен осуществляют при последовательно пониженных температурах, пока не будет получено необходимое сжижение газа. Уровней охлаждения достигают с использованием разных хладагентов или с использованием одного хладагента с разными давлениями испарения. Каскадный цикл считается очень эффективным при производстве сжиженного природного газа, поскольку производственные затраты относительно низки. Однако эффективность производства часто нейтрализуется высокими капитальными вложениями, связанными с дорогим теплообменным и компрессорным оборудованием, входящим в охлаждающую систему. Кроме того, установку для сжижения газа, включающую такую систему, может быть невозможно расположить в физически ограниченном пространстве, поскольку элементы, используемые в каскадных системах, имеют достаточно большие размеры.
В процессе цикла расширения газ, обычно сжатый до выбранного давления, охлаждается, затем расширяется в турбодетандере, таким образом, производя работу, при этом снижается температура сырьевого газа. Низкотемпературный сырьевой газ затем вступает в теплообмен для сжижения сырьевого газа. Обычно такой цикл считался неосуществимым для сжижения природного газа, поскольку невозможно обрабатывать некоторые компоненты, присутствующие в природном газе, которые замерзают при температурах, встречающихся в теплообменниках, например воду и углекислый газ.
Кроме того, для того чтобы работа обычных систем была эффективна с точки зрения затрат, такие системы обычно имеют большие масштабы и обрабатывают большие объемы природного газа. В результате, построено небольшое количество предприятий, что усложняет снабжение сырьевым газом предприятия или установки для сжижения газа и распределение сжиженного продукта. Другой проблемой с большими предприятиями являются связанные с ней капитальные и производственные затраты. Например, обычные крупномасштабные предприятия по сжижению газа, производящие около 70000 галлонов сжиженного природного газа в день, могут стоить от 2 до 15 млн долларов или более в отношении капитальных вложений. Кроме того, такое предприятие может требовать тысяч лошадиных сил мощности для приведения в действие компрессоров, связанных с циклами охлаждения, что делает дорогой работу предприятий.
Дополнительной проблемой больших предприятий являются расходы, связанные с хранением больших объемов топлива перед его будущим использованием и/или транспортировкой. Проблема состоит не только в расходах, связанных со строительством больших хранилищ, но также в эффективности их работы, поскольку хранящийся сжиженный природный газ будет иметь тенденцию со временем нагреваться и испаряться, образуя потери произведенного сжиженного природного газа. Кроме того, когда хранятся большие количества произведенного сжиженного природного газа, может возникать проблема безопасности.
Для преодоления указанных выше проблем были разработаны различные системы для производства сжиженного природного газа или сжатого природного газа из сырьевого газа в небольших масштабах для исключения проблем долговременного хранения и для уменьшения капитальных вложений и эксплуатационных расходов, связанных со сжижением и/или сжатием природного газа. Однако все такие системы
- 1 006270 и способы имели существенные недостатки.
В патенте США № 5505232 (Вагс1ау), выданном 9 апреля 1996, описана система для производства сжиженного природного газа и/или сжатого природного газа. Как заявлено, описанная система работает в небольших масштабах и производит приблизительно 1000 галлонов в сутки сжиженного или сжатого топлива. Однако сама сжижающая часть системы требует подачи чистого или очищенного газа, что означает, что различные составляющие газа, такие как углекислый газ, вода или тяжелые углеводороды должны быть удалены до того, как может быть начат процесс фактического сжижения.
Подобным образом, в патентах США №№ 6085546 и 6085547 (Ιοίιηδίοη). выданных 11 июля 2000, описаны способы и системы для производства сжиженного природного газа. Оба патента, принадлежащих ΙοΗηδΐοη, направлены на производство сжиженного природного газа в небольших масштабах, но вновь в них требуется очистка газа для выполнения фактического цикла сжижения. Необходимость подачи чистого или очищенного газа в цикл сжижения основана на том факте, что некоторые компоненты газа могут замерзать и закупоривать систему в процессе сжижения из-за их относительно более высоких температур замерзания по сравнению с метаном, который составляет большую часть природного газа.
Поскольку многие источники природного газа, такого как газ, используемый в жилищном хозяйстве или в промышленности, можно считать относительно грязными, требование подачи чистого или очищенного газа является, по существу, требованием применения дорогих и часто сложных систем фильтрации и очистки перед осуществлением процесса сжижения. Это требование просто повышает стоимость и сложность конструкции и работы таких станций или установок для сжижения.
Принимая во внимание недостатки известного уровня техники, целесообразно создать способ и установку для осуществления такого способа для эффективного производства сжиженного природного газа в небольших масштабах. Более конкретно, предпочтительно создать систему для производства сжиженного природного газа, полученного из источника относительно грязного или неочищенного природного газа без необходимости в предварительной очистке. Такая система или способ могут включать различные циклы очистки, которые объединены с циклом сжижения для повышения эффективности работы.
Кроме того, предпочтительно создать установку для сжижения природного газа, монтаж и работа которой относительно недороги и которая предпочтительно требует незначительного контроля со стороны оператора или не требует контроля вообще.
Кроме того, предпочтительно создать такую установку, которую легко транспортировать и которая может быть расположена вблизи существующих источников природного газа, находящихся в пределах населенных районов или вблизи них и легкодоступны для потребителей сжиженного газа.
Краткое описание изобретения
Согласно одному аспекту изобретения, предложен способ удаления углекислого газа из природного газа. Способ включает охлаждение, по меньшей мере, части природного газа для образования суспензии, которая содержит, по меньшей мере, сжиженный природный газ и твердый углекислый газ. Суспензия проходит в гидроциклон, в котором образуется загущенный шлам. Загущенный шлам содержит твердый углекислый газ и часть сжиженного природного газа. Загущенный шлам выпускается через выпускное отверстие гидроциклона для нижнего продукта, тогда как остальная часть сжиженного природного газа проходит через выпускное отверстие гидроциклона для верхнего продукта.
Охлаждение части массы природного газа можно осуществлять посредством расширения газа, например, через клапан Джоуля-Томсона. Охлаждение части массы природного газа может также включать прохождение газа через теплообменник.
Способ может также включать прохождение сжиженного природного газа через дополнительный фильтр для углекислого газа после его выхода через выпускное отверстие гидроциклона для верхнего продукта.
Согласно другому аспекту изобретения, предложена система для удаления углекислого газа из массы природного газа. Система включает компрессор, который обеспечивает создание потока сжатого природного газа по меньшей мере из части массы природного газа. По меньшей мере один теплообменник принимает и охлаждает поток сжатого природного газа. Расширительный клапан или другой расширитель газа обеспечивает расширение охлажденного сжатого потока и формирование из него суспензии, причем суспензия содержит сжиженный природный газ и твердый углекислый газ. Гидроциклон обеспечивает прием суспензии и разделение суспензии на первую часть из сжиженного природного газа и загущенного шлама, содержащего твердый углекислый газ, и вторую часть из сжиженного природного газа.
Система может также включать дополнительные теплообменники и расширители газа. Кроме того, можно применять фильтры для отделения углекислого газа, принимающие первую часть сжиженного природного газа и извлекающие оставшийся твердый углекислый газ.
Согласно другому аспекту изобретения, предложена установка для сжижения газа. Установка включает входную часть установки, соединенную с источником природного газа, который может быть неочищенным природным газом. Турбодетандер обеспечивает прием первого потока природного газа,
- 2 006270 всасываемого через входную часть установки, и создание из него расширенного охлаждающего потока. Компрессор механически соединен с турбодетандером и обеспечивает прием второго потока природного газа, всасываемого через входную часть установки, и создание исходящего из него сжатого технологического потока. Первый теплообменник обеспечивает прием сжатого технологического потока и расширенного охлаждающего потока противотоком для охлаждения сжатого технологического потока. Первая выходная часть установки соединена с источником неочищенного газа таким образом, что расширенный охлаждающий поток выпускается через первую выходную часть установки после прохождения через теплообменник. Первый расширительный клапан обеспечивает прием и расширение первой части охлажденного сжатого технологического потока и формирование дополнительного охлаждающего потока, причем дополнительный охлаждающий поток соединяют с расширенным охлаждающим потоком перед тем, как расширенный охлаждающий поток поступает в первый теплообменник. Второй расширительный клапан обеспечивает прием и расширение второй части охлажденного сжатого технологического потока для формирования из него смеси из газа, твердых частиц и жидкости. Первый сепаратор для разделения газа и жидкости обеспечивает прием смеси из газа, твердых частиц и жидкости. Вторая выходная часть установки соединена с резервуаром для хранения, и первый сепаратор для разделения газа и жидкости обеспечивает подачу жидкости, содержащейся в нем, во вторую выходную часть установки.
Согласно другому аспекту изобретения, предложен способ производства сжиженного природного газа. Способ включает использование источника неочищенного природного газа. Часть природного газа подают из источника и разделяют на технологический поток и первый охлаждающий поток. Первый охлаждающий поток проходит через турбодетандер, где производится работа для приведения в действие компрессора. Технологический поток проходит через компрессор и затем охлаждается расширенным охлаждающим потоком. Охлажденный сжатый технологический поток разделяют на поток продукта и второй охлаждающий поток. Второй охлаждающий поток расширяют и комбинируют с первым расширенным охлаждающим потоком. Поток продукта расширяют для формирования смеси, содержащей жидкость, пар и твердые частицы. Жидкость и твердые частицы отделяют от пара, и, по меньшей мере, часть жидкости затем отделяют от смеси жидкости и твердых частиц.
Краткое описание чертежей
Указанные выше и другие преимущества изобретения будут понятны при ознакомлении с нижеследующим подробным описанием, данным со ссылками на чертежи, на которых фиг. 1 - схематический общий вид установки для сжижения газа, соответствующей одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 - схема технологического процесса, показывающая основной цикл установки для сжижения газа, соответствующей одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 3 - схема технологического процесса, показывающая цикл извлечения воды, объединенный с циклом сжижения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг. 4 - схема технологического процесса, показывающая цикл извлечения углекислого газа, объединенный с циклом сжижения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг. 5А и 5В - теплообменник, соответствующий одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 6А и 6В - вид в плане и вертикальный вид охлаждающих змеевиков, используемых в теплообменнике, показанном на фиг. 5А и 5В;
фиг. 7А-7С - схемы различных режимов работы теплообменника, показанного на фиг. 5А и 5В, соответствующих различным вариантам осуществления изобретения;
фиг. 8А и 8В - перспективный и вертикальный виды, соответственно, заглушки, которую можно использовать в теплообменнике, показанном на фиг. 5А и 5В;
фиг. 9 - вид сечения типичного фильтра для отделения СО2, используемого в установке для сжижения газа и согласно способу, показанному на фиг. 4;
фиг. 10 - схема технологического процесса, показывающая цикл сжижения, соответствующий варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 11А - схема, показывающая контур перепада давления, включенный в установку и способ, показанные на фиг. 10;
фиг. 11В - схема, показывающая предпочтительный контур перепада давления, включенный в установку и способ, показанные на фиг. 10;
фиг. 12 - схема технологического процесса, показывающая цикл сжижения, соответствующий другому варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 13 - перспективный вид установки для сжижения газа, соответствующей варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 14 - вид установки для сжижения газа, показанной на фиг. 4, в положении транспортировки на место развертывания; и фиг. 15 - схема технологического процесса, показывающая точки состояния потока в системе, соответствующей варианту осуществления настоящего изобретения.
- 3 006270
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 показан схематический общий вид части станции 100 сжижения природного газа (ΤΝ6), соответствующей одному варианту осуществления настоящего изобретения. Следует отметить, что, хотя настоящее изобретение описано в отношении сжижения природного газа, как будет понятно специалистам в данной области техники, настоящее изобретение можно использовать для сжижения других газов.
Станция 100 сжижения включает установку 102 для сжижения природного газа в небольших масштабах, которая соединена с источником природного газа, таким как трубопровод 104, хотя можно рассматривать, как в равной мере пригодные, другие источники, такие как устье скважины. Термин в небольших масштабах использован для установления отличия от крупномасштабного предприятия, имеющего производительность, например, 70000 галлонов сжиженного природного газа в сутки. Для сравнения, описанная здесь установка для сжижения газа может иметь производительность, составляющую, например, приблизительно 10000 галлонов сжиженного природного газа в сутки, хотя она может иметь и другую необходимую производительность и не ограничивается маломасштабной выработкой или установкой. Кроме того, как будет описано более подробно ниже, установка 102 для сжижения газа, соответствующая настоящему изобретению, имеет существенно меньшие размеры по сравнению с крупномасштабными установками, и ее можно легко транспортировать с одного места на другое.
Вдоль трубопровода 104 расположен один или более регуляторов 106 давления для регулирования давления проходящего в нем газа. Такая конструкция типична для станции снижения давления, в которой давление природного газа снижается от высоких давлений подачи на входе до давления, пригодного для распределения одному или более потребителей на выходе. Перед регуляторами 106 давления абсолютное давление в трубопроводе может составлять, например, от 300 до 1000 фунтов на квадратный дюйм, тогда как после регуляторов абсолютное давление может быть снижено приблизительно до 65 фунтов на квадратный дюйм или менее. Конечно, такие давления даны для примера и могут меняться в зависимости от конкретного трубопровода 104 и потребностей потребителей на выходе. Также следует отметить, что возможное давление газа в трубопроводе 104 ( то есть на входе 112 установки) не является критической величиной, поскольку его давление может быть повышено, например, посредством использования вспомогательного насоса высокого давления и теплообменника перед тем, как газ поступит в процесс сжижения.
Перед любым понижением давления на протяжении трубопровода 104 поток сырьевого газа 108 отводят из трубопровода 104 и подают через расходомер 110, который измеряет и регистрирует количество проходящего через него газа. Поток сырьевого газа 108 затем поступает в маломасштабную установку 102 для сжижения газа через вход 112 установки для его обработки, подробно описанной ниже. Часть сырьевого газа, поступающего в установку 102 для сжижения газа, преобразуется в сжиженный природный газ и выходит из установки 102 на выходе 114 установки для хранения в пригодной цистерне или резервуаре 116. Предпочтительно, резервуар 116 обеспечивает содержание по меньшей мере 10000 галлонов сжиженного природного газа под давлением, составляющим приблизительно 30-35 фунтов на квадратный дюйм, и при низких температурах, составляющих приблизительно -240°Т. Однако можно использовать другие размеры и конфигурации резервуаров в зависимости от конкретных требований по производительности установки 102.
Выпускное отверстие 118 резервуара соединено с расходомером 120, соединенным со средством для выдачи сжиженного природного газа из резервуара 116, например, в транспортное средство, для которого сжиженный природный газ является топливом, или в транспортное средство, перевозящее газ, как требуется. Впускное отверстие 122 резервуара, соединенное с узлом 124 из клапана и расходомера, который может содержать расходомерные и/или технологические измерительные устройства, обеспечивает вентиляцию или продувку емкости транспортного средства в ходе выдачи сжиженного природного газа из резервуара 116. Трубопровод 126, соединенный с резервуаром 116 и со вторым входом 128 установки, обеспечивает гибкость регулирования потока сжиженного природного газа из установки 102 для сжижения газа, а также позволяет отводить поток газа из резервуара 116 или отсасывать пар из резервуара 116, если условия вызовут необходимость в таком действии.
Установку 102 для сжижения газа также соединяют с проходящей после установки секцией 130 трубопровода 104 на втором выходе 132 установки для выпуска части природного газа, которая не была сжижена в ходе процесса, выполненного в установке 102 для сжижения газа, наряду с другими составляющими, которые могут быть извлечены в ходе производства сжиженного природного газа. При необходимости, вблизи впускного отверстия 122 резервуара с трубопроводом установки 102 для сжижения газа может быть соединен вентиляционный трубопровод 134, что указано точками 136А и 136В соединения. Такой вентиляционный трубопровод 134 будет также проводить газ в секцию 130 трубопровода 104, проходящую после установки.
В районе выхода различных компонентов газа из установки 102 для сжижения газа и подачи в секцию 130 трубопровода 104, проходящую после установки, можно использовать узел 138 из клапана и расходомера, который может содержать расходомерное и/или технологическое измерительные средства для измерения расхода проходящего через них газа. Узлы 124 и 138 клапана/расходомера, а также расходомеры 110 и 120 могут быть расположены снаружи от установки 102 и/или внутри установки, как необ
- 4 006270 ходимо. Таким образом, расходомеры 110 и 126, при сравнении их показаний, помогают определить чистое количество сырьевого газа, извлеченного из трубопровода 104, при этом, поскольку расходомер 110 на входе измеряет общее количество извлеченного газа, а расходомер 130 на выходе измеряет количество газа, возвращенного обратно в трубопровод 104, разность является чистым количеством сырьевого газа, извлеченного из трубопровода 104. Подобным образом, вспомогательные расходомеры 120 и 124 отображают чистое количество сжиженного природного газа, выпущенного из резервуара 116.
На фиг. 2 показана схема технологического процесса, типичная для одного варианта выполнения установки 102 для сжижения газа, схематически показанной на фиг. 1. Как было указано в отношении фиг. 1, поток сырьевого газа, например, под высоким давлением (то есть 300-1000 фунтов на квадратный дюйм) при температуре, составляющей приблизительно 60°Т, поступает в установку 102 для сжижения через вход 112 установки. Перед обработкой сырьевого газа небольшую часть сырьевого газа 140 можно отводить, проводить через сухой газоочиститель 142 и использовать в качестве измерительного контрольного газа в связи с работой различных элементов установки 102 для сжижения и управления ими. Хотя показан только один поток 144 измерительного газа, специалистам в данной области техники будет понятно, что подобным образом можно формировать множество линий измерительного газа.
В альтернативном варианте для контроля различных приборов и элементов в установке 102 для сжижения газа можно использовать отдельный источник измерительного газа, например, такого как азот. Как будет понятно специалистам в данной области техники, можно также использовать альтернативные средства управления, такие как электрический привод.
При поступлении в установку 102 для сжижения газа сырьевой газ проходит через фильтр 146 для удаления любых объектов существенного размера, которые могли бы прервать или препятствовать потоку газа через различные элементы установки 102 для сжижения газа. Фильтр 146 можно дополнительно использовать для удаления определенных жидких и твердых компонентов. Например, фильтр 146 может быть фильтром коалесцирующего типа. Одним типичным фильтром является фильтр, производимый компанией Рагкег ЕШгайоп, ТеуккЬшу, МаккасйшеИу предназначенный для обработки приблизительно 5000 стандартных кубических футов в минуту (8СЕМ) природного газа при температуре, составляющей приблизительно 60°Т под давлением, составляющим приблизительно 500 фунтов на квадратный дюйм.
При необходимости, фильтр 146 может включать сливное средство 148, которое выпускает содержимое фильтра в трубопровод вблизи выхода 132 установки, как показано точками 136С и 136А соединения, при этом содержимое фильтра в конце концов возвращается в секцию 130 трубопровода 104 (см. фиг. 1), проходящую после установки. В обход фильтра 146 проведен обводной трубопровод 150, позволяющий изолировать фильтр 146 для обслуживания без прерывания потока газа через установку 102 для сжижения газа.
После того, как сырьевой газ проходит фильтр 146 (или, в альтернативном варианте, в обход фильтра по трубопроводу 150), сырьевой газ разделяется на два потока, то есть охлаждающий поток 152 и технологический поток 154. Охлаждающий поток 152 проходит через турбодетандер 156 и расширяется, преобразуясь в расширенный охлаждающий поток 152', имеющий меньшее давление, например, составляющее от атмосферного давления до приблизительно 100 фунтов на квадратный дюйм при пониженной температуре, составляющей приблизительно 100°Т. Турбодетандером 156 является турбина, в которой газ расширяется и извлекается мощность в процессе расширения. Вращающийся компрессор 158 соединен с турбодетандером 156 механическим средством, таким как вал 160, и использует мощность, генерируемую турбодетандером 156, для сжатия технологического потока 154. Пропорцию количества газа в охлаждающей и технологической линиях 152 и 154 задают требования по мощности компрессора, а также перепадом потока и давлением на уровне турбодетандера 156. В турбодетандере 156 можно использовать шиберные клапаны управления для регулирования пропорции газа в охлаждающей и технологической линиях 152 и 154, как требуется согласно указанным выше параметрам.
Типичная система из турбодетандера 156 и компрессора 158 включает систему 10-го размера, производимую СЕ ЕоЮПоу. Сагйопа. СаШогша. Система из детандера 156 и компрессора 158 предназначена для работы под давлением, составляющим приблизительно 440 фунтов на квадратный дюйм, с массовым расходом 5000 фунтов в час и при температуре около 60°Е. Система из детандера и компрессора может также быть снабжена магнитными подшипниками для уменьшения площади опорной поверхности детандера 156 и компрессора 158, а также для упрощения их обслуживания.
Обводной трубопровод 162 проводит охлаждающий поток 152 в обход турбодетандера 156. Подобным образом, обводной трубопровод 164 проводит технологический поток 154 в обход компрессора 158. Обводные трубопроводы 162 и 164 можно использовать при пуске установки для приведения некоторых элементов в установившееся состояние перед началом производства сжиженного природного газа в установке 102 для сжижения газа. Например, обводные трубопроводы 162 и 164 дают возможность доводить теплообменник 166 и/или другие компоненты до температуры установившегося состояния, не вызывая термоудара. Без использования обводных трубопроводов 162 и 164 может возникать термоудар, вызванный мгновенным притоком газа из турбодетандера 156 и компрессора 154. В зависимости от конструкции конкретных элементов (то есть теплообменника 166), используемых в установке 102 для сжижения газа, при пуске установки 102 для сжижения газа может потребоваться несколько часов для дове
- 5 006270 дения системы до температуры установившегося состояния.
Например, благодаря проведению технологического потока 154 в обход компрессора 158 температура технологического потока 154 не повышается до поступления в теплообменник 166. Однако охлаждающий поток 152, обходящий детандер 156, проходит через клапан 163 Джоуля-Томсона, расширяющий поток и снижающий его температуру. Как известно специалистам в данной области техники, клапан 163 Джоуля-Томсона работает по принципу Джоуля-Томсона, заключающемуся в том, что расширение газа приводит также к охлаждению газа. В результате, охлаждающий поток 152 можно использовать для постепенного понижения температуры теплообменника 166.
В одном варианте осуществления изобретения, описанном более подробно ниже, теплообменником является высокоэффективный теплообменник, выполненный из алюминия. При пусках установки может требоваться снижение температуры такого теплообменника 166 с темпом 1,8°Р в минуту до достижения заданного температурного предела. При пуске установки для сжижения газа можно осуществлять текущий контроль постепенного снижения температуры теплообменника 166. Соответственно, можно осуществлять управление работой клапана 163 Джоуля-Томсона и других клапанов 165 или приборов для влияния на расход и давление охлаждающего потока 152' и технологического потока 154', что, в конечном счете, обеспечивает регулирование темпа охлаждения теплообменника 166 и/или других компонентов установки для сжижения газа.
Кроме того, при пуске может быть необходимо иметь некоторое количество сжиженного природного газа, уже находящегося в резервуаре 116 (фиг. 1). Некоторое количество холодного пара, полученного от сжиженного природного газа, находящегося в резервуаре, или холодный пар или газ, полученные из другого источника, может циркулировать в системе для охлаждения различных элементов, если это необходимо или считается необходимым. Кроме того, как будет понятно при ознакомлении с дальнейшим описанием, в ходе пуска можно также осуществлять управление другими охлаждающими устройствами, включая дополнительные клапаны Джоуля-Томсона, расположенные в различных контурах, или потоками для охлаждения теплообменника 166 или других элементов установки 102 для сжижения газа.
При достижении устоявшегося состояния технологический поток 154 направляется через компрессор 158, который повышает давление технологического потока 154. Типичное соотношение давлений на выходе и входе ротационного компрессора составляет приблизительно от 1,5 до 2,0, при этом среднее соотношение составляет около 1,7. Процесс сжатия не является абсолютно рациональным и, таким образом, вызывает нагрев технологического потока 154 при его сжатии. Для извлечения тепла из сжатого технологического потока 154' его проводят через теплообменник 166, где он охлаждается до очень низкой температуры, например, составляющей приблизительно -200°Р. Типичным теплообменником 166, показанным на фиг. 2, является теплообменник противоточного типа, известный специалистам в данной области техники.
После выхода из теплообменника 166 охлажденный сжатый технологический поток 154 разделяется на два потока, то есть охлаждающий поток 170 и поток 172 продукта. Охлаждающий поток 170 и поток 172 продукта расширяются клапанами 174 и 176 Джоуля-Томсона, соответственно. Расширение охлаждающего и технологического потоков 170 и 172 клапанами 174 и 176 Джоуля-Томсона вызывает снижение давления, например, до атмосферного или составляющего приблизительно 100 фунтов на квадратный дюйм и понижение температуры, например, приблизительно до -240°Р. Снижение давления и температуры будет вызывать создание смеси жидкого и парообразного природного газа из охлаждающего потока и потока продукта 170 и 172.
Охлаждающий поток 170 смешивается с расширенным охлаждающим потоком 152', выходящим из турбодетандера 156, для создания комбинированного охлаждающего потока 178.
Комбинированный охлаждающий поток 178 используется для охлаждения сжатого технологического потока 154' при помощи теплообменника 166. После охлаждения сжатого технологического потока 154' в теплообменнике 166 комбинированный охлаждающий поток 178 может быть выпущен обратно в трубопровод 104 для природного газа в районе секции 130 (фиг. 1), проходящей после установки.
После расширения клапаном 176 Джоуля-Томсона поток 172 продукта поступает в сепаратор 180 для отделения жидкости от пара. Парообразный компонент извлекают из сепаратора 180 при помощи трубопровода 182 и добавляют в комбинированный охлаждающий поток 178 перед теплообменником 166. Жидким компонентом, отделенным в сепараторе, является полученный сжиженный природный газ, который проходит через выход 114 установки в резервуар 116 (фиг. 1) для хранения.
Благодаря регулированию пропорции газа, соответственно, проходящего охлаждающим и технологическим потоками 170 и 172, термодинамика процесса будет обеспечивать получение потока продукта, имеющего высокое содержание жидкой фракции. Если содержание жидкой фракции высокое, то есть выше 90%, содержание метана в жидкости будет высоким, а содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана и т.д.) будет низким, что обеспечивает приближение к составу исходного потока 112 газа. Если содержание жидкой фазы низкое, содержание метана в жидкости будет низким, а содержание тяжелых углеводородов в жидкости будет высоким. Тяжелые углеводороды придают топливу больше энергии, в результате чего топливо при сгорании дает больше тепла.
Процесс сжижения, описанный и проиллюстрированный на фиг. 2, обеспечивает получение деше
- 6 006270 вого и эффективного способа производства сжиженного природного газа, когда вода и/или углекислый газ не содержатся в сырьевом газе, который поступает в цикл сжижения.
На фиг. 3 показана схема технологического процесса, иллюстрирующая способ сжижения, соответствующий другому варианту выполнения установки 102' для сжижения газа. Поскольку установка 102' для сжижения газа и осуществляемый ею способ имеют ряд элементов, подобных содержащимся в установке 102 и способе, показанных на фиг. 2, аналогичные элементы для ясности обозначены одинаковыми ссылочными номерами.
Установка 102', показанная на фиг. 3, по существу, обеспечивает модификацию основного цикла, показанного на фиг. 2, для удаления воды из потока природного газа при производстве сжиженного природного газа и для предотвращения формирования льда в системе. Как показано на фиг. 3, цикл удаления воды включает источник 200 метанола или какого-либо другого абсорбирующего воду вещества, которое впрыскивают в поток газа при помощи насоса 202 в точке, находящейся до разделения потока газа на охлаждающий поток 152 и технологический поток 154. Предпочтительно, насос 202 имеет регулируемую производительность и нагнетает метанол в поток газа, предпочтительно при помощи по меньшей мере одной распыляющей или испаряющей форсунки. В альтернативном варианте можно использовать клапанное устройство 203 для того, чтобы можно было использовать форсунки разных типов, из числа которых можно применять надлежащую форсунку в зависимости от характеристик потока сырьевого газа. Предпочтительно, когда содержание воды в сырьевом газе колеблется незначительно, используют одну форсунку без применения клапанного устройства 203.
Подходящий насос 202 для впрыскивания метанола может иметь средство для регулирования производительности в диапазоне от 0,4 до 2,5 галлонов в минуту (ОРМ) при расчетном давлении, составляющем приблизительно 1000 фунтов на квадратный дюйм для содержания воды, составляющего приблизительно 2-7 фунтов на миллион стандартных кубических футов. Регулирование производительности можно осуществлять с использованием привода с изменяемым передаточным числом, соединенного с двигателем насоса 202. Такие насосы производит компания Лшепса ЬЕ^Л, Ηοΐΐίδΐοη, Маккасйикейк
Метанол смешивается с потоком газа для понижения температуры замерзания воды, которая может в нем содержаться. Метанол смешивается с потоком газа и связывается с водой, предотвращая формирование льда в охлаждающем потоке 152 при расширении в турбодетандере 156. Кроме того, как было отмечено выше, метанол содержится в технологическом потоке 154 и проходит с ним через компрессор 158. Приблизительно в середине процесса теплообмена (то есть приблизительно между -60 и -90°Р) метанол и вода образуют жидкость. Сжатый технологический поток 154' временно отводится из теплообменника 166 и проходит через разделительный резервуар 204, в котором метанол и вода в жидком состоянии отделяются от сжатого технологического потока 154', при этом жидкость выпускается через клапан 206, а газ проходит в коалесцирующий фильтр 208 для дополнительного удаления смеси из метанола и воды. Смесь из метанола и воды можно выпускать из коалесцирующего фильтра 208 через клапан 210, а осушенный газ возвращается в теплообменник 166 для дальнейшего охлаждения и обработки. Как показано точками 136Ό и 136 А соединения, оба клапана 206 и 210 выпускают извлеченную смесь из метанола и воды в трубопровод вблизи выхода 132 установки в секцию 130 трубопровода 104 (см. фиг. 1), проходящую после установки.
Типичный коалесцирующий фильтр 208, используемый для извлечения смеси из метанола и воды, может быть приспособлен для обработки природного газа при температуре, составляющей приблизительно -70°Р, с расходом, составляющим приблизительно 2500 стандартных кубических футов в минуту и под давлением, составляющим приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм. Такой фильтр может эффективно извлекать смесь из метанола и воды до остаточного уровня, составляющего менее 75 промиль. Пригодные фильтры производит компания Рагкег Рйпгайоп, Те^ккЬигу, Маккасйикейз.
Таким образом, способ сжижения, показанный на фиг. 3, обеспечивает эффективное производство сжиженного природного газа с извлечением воды в ходе процесса без необходимости использования дорогого оборудования и предварительной обработки газа перед циклом сжижения, в частности, перед расширением газа в турбодетандере 156.
На фиг. 4 показана схема технологического процесса, иллюстрирующая способ сжижения, осуществляемый в соответствии с другим вариантом выполнения установки 102 для сжижения газа. Поскольку установка 102 и осуществляемый ею способ имеют ряд элементов, подобных элементам установок 102 и 102' и способов, показанных на фиг. 2 и 3, соответственно, аналогичные элементы для ясности вновь обозначены одинаковыми номерами. Кроме того, для ясности часть цикла между входом 112 установки и детандером 156/компрессором 158 на фиг. 4 опущена, но ее можно рассматривать как часть установки 102 и способа, показанных на фиг. 4.
Установка 102, показанная на фиг. 4, представляет модификацию базового цикла, показанного на фиг. 2, и включает дополнительный цикл извлечения углекислого газа (СО2) из потока природного газа в ходе производства сжиженного природного газа. Хотя установка 102 и способ на фиг. 4 показаны как включающие цикл извлечения воды, описанный со ссылками на установку 102,' и способ, показанный на фиг. 3, цикл извлечения СО2 не зависит от наличия цикла извлечения воды и может быть независимо интегрирован в процесс сжижения газа.
- 7 006270
Процесс теплообмена может быть распределен между тремя разными теплообменниками 166, 220 и 224. Первый теплообменник 220, расположенный на линии сжатого технологического потока 154', работает с использованием условий внешней среды, например, таких как температура воздуха, воды или грунта, или их комбинации для охлаждения сжатого технологического потока 154'. Теплообменник 220, работающий с использованием условий внешней среды служит для снижения температуры сжатого технологического потока 154' с тем, чтобы тепло, генерируемое компрессором 158, не повредило высокоэффективный теплообменник 166, который расположен последовательно после теплообменника 220, работающего с использованием условий внешней среды.
Типичный теплообменник 220, работающий с использованием условий внешней среды, может быть выполнен для обработки сжатого технологического потока 154' с производительностью, составляющей приблизительно 6700-6800 фунтов в час под расчетным давлением, составляющим приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм. Теплообменник 220 также может быть выполнен таким образом, чтобы температура газа на входе составляла приблизительно 240°Т, а температура газа на выходе составляла приблизительно 170°Т при температуре внешней среды (то есть температуре воздуха и т.д.), составляющей приблизительно 100°Т. Если такой теплообменник снабжен вентилятором, его может приводить в действие подходящий электродвигатель.
Высокоэффективный теплообменник 166, расположенный последовательно после теплообменника 220, работающего с использованием условий внешней среды на линии подачи потока, может быть выполнен как противоточный ребристый пластинчатый теплообменник. Кроме того, пластины и ребра могут быть выполнены из материала, обладающего высокой теплопроводностью, например, такого как алюминий. Высокоэффективный теплообменник 166 обеспечивает эффективную передачу максимально возможного количества тепла из сжатого технологического потока 154' комбинированному охлаждающему потоку 178'. Высокоэффективный теплообменник 166 может быть выполнен таким образом, чтобы температура газа на входе составляла приблизительно 170°Е, а температура газа на выходе составляла приблизительно -105°Е. Предпочтительно, установка 102' для сжижения газа выполнена таким образом, чтобы температуры, генерируемые в высокоэффективном теплообменнике 166, никогда не были достаточно низкими для формирования твердого СО2, что могло бы приводить к блокированию линии подачи сжатого технологического потока 154'.
Третий теплообменник 224, расположенный последовательно на линии подачи технологического потока, частично связан с обработкой твердого СО2, извлекаемого из технологического потока в последующем пункте цикла. Более конкретно, теплообменник 224 позволяет возвращать СО2 в газовый трубопровод 104 после установки посредством возгонки извлеченного твердого СО2 перед подачей его в трубопровод 104. Возгонка твердого СО2 в теплообменнике 224 способствует предотвращению повреждения или закупоривания теплообменника 166. Следует отметить, что теплообменники 166 и 224 при необходимости можно объединять. Возгонка твердого СО2 также способствует дополнительному охлаждению технологического газа перед его сжижением.
Один типичный теплообменник 224, используемый для обработки твердого СО2, может представлять собой теплообменник типа труба в кожухе. На фиг. 5 А показан типичный теплообменник 224 типа труба в кожухе, выполненный в соответствии с настоящим изобретением, причем часть резервуара 230 удалена для показа нескольких, в данном случае, трех охлаждающих змеевиков 232А-232С, составленных друг на друга по вертикали. Вокруг части нижнего змеевика 232А в резервуаре 230 может быть расположен фильтрующий материал 234 для исключения выхода твердого СО2 из теплообменника 224. Фильтрующий материал 234 может включать, например, сетку из нержавеющей стали. В резервуаре может быть расположена одна или более конструкционных опор 236 для удерживания змеевиков 232А232С, что может требоваться в зависимости от размера и конструкции змеевиков 232А-232С.
Как показано на фиг. 6 А и 6В, типичный охлаждающий змеевик или спиральный пакет 232 может включать впускную/выпускную трубы 238 и 240 с множеством соединенных с ними отдельных витков 242 труб. Витки 242 труб сообщаются с каждой из впускных/выпускных труб 238 и 240 и соединены с ними структурно и герметично. Таким образом, в ходе работы жидкость может проходить в первую впускную/выпускную трубу 240 для распределения во множество витков 242 труб и проходит из витков 242 труб во вторую впускную/выпускную трубу 238 и затем выпускается из них. Конечно, если необходимо, поток через охлаждающие витки 232 может проходить в обратном направлении, как описано ниже.
Типичный змеевик 232 может включать, например, впускную/выпускную трубы 238 и 240, которые выполнены из нержавеющей стали марки 304Ь по каталогу 80 диаметром 3 дюйма. Витки 242 труб могут быть выполнены из нержавеющей стали марки 304Ь и могут иметь толщину стенок, составляющую 0,049 дюйма. Охлаждающие змеевики 232 могут быть приспособлены по размерам для обработки потоков, имеющих, например (но не ограничиваясь ими), давление в размере 815 фунтов на квадратный дюйм при температуре от приблизительно -240 до -200°Е. Такие змеевики 232 производит компания Сгабат Согротайои, ΒαΙανία. №\ν Уотк.
Возвращаясь к фиг. 5 А, следует отметить, что концы впускной/выпускной труб 238 и 240 каждого индивидуального охлаждающего змеевика, например змеевика 232В, герметично и структурно соединены с соответствующими впускными/выпускными трубами 238 и 240 каждого соседнего змеевика, то есть
- 8 006270
232А и 232С. Такое соединение можно выполнять, например, посредством сварки или при помощи других механических средств.
Как показано на фиг. 5В, резервуар 230 включает кожух 244 и торцевые крышки 246 с множеством соединенных с ними впускных и выпускных труб. Кожух 244 и торцевые крышки 246 могут быть выполнены, например, из нержавеющей стали марок 304 или 304Ь таким образом, чтобы резервуар был рассчитан на давление, составляющее приблизительно 95 фунтов на квадратный дюйм при рабочей температуре, составляющей около -240°Т.
Предпочтительно резервуар 230 может быть рассчитан на адекватную устойчивость к коррозии в течение срока службы, составляющего минимум 20 лет.
Жидкость можно подавать в спиральные трубы 232А-232С через пару впускных труб 248А и 250А, которые, соответственно, соединены с впускной/выпускной трубой (трубами) 238 и 240 охлаждающего змеевика 232А. Впускные трубы 248А и 250А могут быть приспособлены, например, для проведения потока газа высокой плотности с расходом по меньшей мере приблизительно 5000 фунтов в час под давлением приблизительно 750 фунтов на квадратный дюйм при температуре, составляющей приблизительно -102°Е.
С впускной/выпускной трубами 238 и 240 змеевика 232С герметично соединен, соответственно, комплект выпускных труб 248В и 250В. Каждая выпускная труба 248В и 250В может быть приспособлена, например, для проведения потока жидкости высокой плотности с производительностью, составляющей по меньшей мере приблизительно 5000 фунтов в час под давлением, составляющим приблизительно 740 фунтов на квадратный дюйм, при температуре, составляющей приблизительно -205°Е.
С резервуаром 230 соединено множество впускных труб 252А-2521, которые обеспечивают приток в резервуар 230 и циркуляцию поверх одного или более змеевиков 232А-232С охлаждающих потоков 253 и 255 (фиг. 4), включая извлеченный СО2. Например, впускные трубы 252А-252С обеспечивают приток в резервуар 230 и циркуляцию поверх змеевика 232А одного или более охлаждающих потоков 253 и 255, а впускные трубы 252Ό-252Ε обеспечивают приток в резервуар 230 и циркуляцию сначала поверх змеевика 232В и затем поверх змеевика 232А одного или более охлаждающих потоков 253 и 255. Впускные трубы 252Α-252Ι можно располагать вокруг периферийной поверхности кожуха 244 для обеспечения необходимого распределения охлаждающих потоков 253 и 255 относительно змеевиков 232А-232С.
Впускные трубы 252Α-252Ι могут быть приспособлены для прохождения потоков, имеющих разные характеристики. Например, впускная труба 252С может быть приспособлена для прохождения суспензии из жидкого метана, содержащей приблизительно 10% твердого СО2 с массовым расходом, составляющим приблизительно 531 фунт в час под давлением, составляющим приблизительно 70 фунтов на квадратный дюйм, и при температуре, составляющей приблизительно -238°Е. Впускная труба 252Н может быть приспособлена для прохождения потока смеси из газа и жидкого и твердого СО2 с расходом, составляющим приблизительно 1012 фунтов в час под давлением, составляющим приблизительно 70 фунтов на квадратный дюйм и при температуре, составляющей приблизительно -218°Е. Впускная труба 252Ι может быть приспособлена для прохождения потока смеси из газа и жидкого и твердого СО2 с расходом, составляющим приблизительно 4100 фунтов в час, под давлением, составляющим приблизительно 70 фунтов на квадратный дюйм, и при температуре, составляющей приблизительно -218°Е.
Также следует отметить, что, как показано на фиг. 6А, вокруг охлаждающих змеевиков 232А-232С может быть выполнена внутренняя оболочка или кожух 292, чтобы между внутренним кожухом и кожухом 244 резервуара образовалось кольцевое пространство. Внутренний кожух может быть выполнен для контроля охлаждающих потоков, поступающих через различные впускные трубы 252Α-252Ι таким образом, чтобы охлаждающие потоки проходили поверх змеевиков 232А-232С, но не входили в контакт с кожухом 244 резервуара теплообменника 224. Кроме того, внутри охлаждающих змеевиков 232А-232С может быть выполнена самая внутренняя оболочка или кожух 294, чтобы между внутренними витками змеевиков и впускной/выпускной трубой 240 образовалось кольцевое пространство. Для выполнения кожухов 292 и/или 294 можно использовать нержавеющую сталь, например, марки 304Ь или другие стойкие к коррозии материалы.
Выпускная труба 254 резервуара обеспечивает выпуск охлаждающих потоков 253 и 255 после того, как они прошли поверх одного или более змеевиков 232А-232С. Выпускная труба 254 резервуара может быть приспособлена, например, для проведения потока газа с массовым расходом, составляющим приблизительно 5637 фунтов в час, под давлением, составляющим приблизительно 69 фунтов на квадратный дюйм, и при температуре, составляющей приблизительно -158°Е.
На фиг. 7А-7С схематически показаны различные конфигурации потоков, возможных в теплообменнике 224. Теплообменник 224 может быть выполнен таким образом, что технологический поток 154''', поступающий во впускное отверстие 248А трубы, может проходить не через все охлаждающие змеевики 232А-232С. Таким образом, если необходимо, технологический поток 154''' может проходить через все три охлаждающих змеевика 232А-232С, только через два охлаждающих змеевика 232А и 232В или только через один из охлаждающих змеевиков 232А или 250В. При прохождении потока через первый змеевик 232А надлежащий трубопровод будет обеспечивать выход технологического потока 154''' через выходное отверстие 250А трубопровода. Подобным образом, если необходимо, чтобы технологи
- 9 006270 ческий поток 154''' проходил через змеевики 232А и 232В, он может выходить через выпускное отверстие 248В трубопровода. Например, как показано на фиг. 7А, технологический поток 154''' может входить во впускное отверстие 248А и первоначально проходить по впускной/выпускной трубе 240. В точке, расположенной над соединением первого змеевика 232А с впускной/выпускной трубой 240, отводное устройство 251А блокирует технологический поток 154''', направляя его в первый охлаждающий змеевик 232А. Пока будет существовать какой-либо переходный поток в другие змеевики 232В и 232С, установившийся технологический поток 154' будет проходить по впускной/выпускной трубе 238 и выходить через выпускное отверстие 250В и/или выпускное отверстие 250А.
Как показано на фиг. 7В, использование двух отводных устройств 251А и 251В обеспечивает прохождение технологического потока 154''' через первый змеевик 232А, как было описано в отношении фиг. 7А, и затем прохождение по впускной/выпускной трубе 238, пока он не достигнет второго отводного устройства 251В. Второе отводное устройство направляет технологический поток 154''' во второй змеевик 232В и затем по впускной/выпускной трубе 240 к выпускному отверстию 248В.
На фиг. 7С показано, что использование трех отводных устройств 251А-251С будет обеспечивать направление технологического потока 154''' через два первых змеевика, как описано в отношении фиг. 7В, и затем по впускной/выпускной трубе 240, пока он не достигнет третьего отводного устройства 251С. Третье отводное устройство направляет технологический поток 154''' в третий змеевик 232С и затем по впускной/выпускной трубе 238 к выпускному отверстию 250В. Таким образом, в зависимости от расположения отводных устройств 251А-251С, производительность теплообменника легко приспосабливают к различным условиям обработки и требованиям по производительности.
Отводные устройства 251А-251С могут содержать заглушки, клапаны или глухие фланцы, как может быть необходимо. Хотя клапаны или глухие фланцы могут быть легко приспособлены к данному способу, будучи расположенными снаружи теплообменника 224 (например, вблизи выпускного отверстия 248В), желательно, чтобы заглушки использовались во внутренних зонах (например, для отводных устройств 251А и 251В, вблизи первого и второго змеевиков, соответственно). Типичная заглушка 251 показана на фиг. 8А и 8В. Заглушка 251 может включать резьбовую внешнюю часть 290 для взаимодействия с сопрягаемой резьбовой структурой во впускных/выпускных трубах 238 и 240. Закрепленная головка 292 выполнена для взаимодействия с соответствующим инструментом для вращения заглушки 251 при установке заглушки или при извлечении из впускных/выпускных труб 238 и. 240. Кроме того, в закрепленной головке может быть выполнена внутренняя резьба 294 для фиксированного закрепления инструмента для установки/извлечения таким образом, чтобы заглушку можно было устанавливать во впускные/выпускные трубы 238 и 240, имеющие существенную длину. Кроме того, описанные и показанные конфигурация, количество и расположение отводных устройств и охлаждающих змеевиков являются иллюстративными. Таким образом, будет понятно, что в соответствии с настоящим изобретением можно использовать множество различных альтернативных вариантов выполнения отводных устройств и охлаждающих змеевиков.
В сочетании с регулированием технологического потока 154''', проходящего в охлаждающих змеевиках 232А-232С, можно подобным образом регулировать охлаждающий поток (потоки), поступающий через впускные трубы 252Α-252Ι, при помощи подходящих клапанов и трубопроводов.
Как показано на фиг. 4, когда технологический поток 154''' выходит из теплообменника 224 по линии 256, он разделяется на охлаждающий поток 170' и поток 172' продукта. Охлаждающий поток 170' проходит через клапан 174' Джоуля-Томсона, который расширяет охлаждающий поток 170', образуя разные фазы СО2, включая твердый СО2, и формируя суспензию из природного газа и СО2. Эта богатая СО2 суспензия поступает в теплообменник 224 через одну или более впускных труб 252Α-252Ι и проходит поверх одного или более змеевиков 232А-232С (см. фиг. 5А и 5В).
Поток 172' продукта проходит через клапан 176' Джоуля-Томсона и расширяется с понижением давления, например, приблизительно до 35 фунтов на квадратный дюйм. Расширение клапаном 176' Джоуля-Томсона также служит для снижения температуры, например, приблизительно до -240°Е. На этой стадии осуществления способа в потоке 172' продукта образуется твердый СО2. Расширенный поток 172 продукта, теперь содержащий твердый СО2, поступает в сепаратор 180 для разделения жидкости и пара, в котором пар накапливается, извлекается из сепаратора 180 по трубопроводу 182' и добавляется в комбинированный охлаждающий поток 257 для использования в качестве хладагента в теплообменнике 224. Жидкостью в сепараторе 180 для разделения жидкости и пара будет суспензия, содержащая сжиженный природный газ, являющийся топливным продуктом, и твердый СО2.
Суспензию можно извлекать из сепаратора 180 в гидроциклон 258 при помощи имеющего подходящие размеры и форму насоса 260. Насос 260 в первую очередь используют для управления генерированием пара в результате перепада давлений на уровне гидроциклона 258. То есть насос 260 регулирует генерирование пара посредством забора холодной суспензии и сжатия ее до недогретого до температуры насыщения состояния. Когда недогретая до температуры насыщения суспензия проходит через гидроциклон 258, суспензия возвращается в состояние равновесия, таким образом, предотвращая формирование пара топливного продукта и/или испаренного СО2 в результате перепада давлений суспензии при прохождении через гидроциклон. Насос схематически показан на фиг. 4, как расположенный снаружи от сепа
- 10 006270 ратора 180 для разделения жидкости и пара, хотя насос может быть физически расположен внутри сепаратора 260 для разделения жидкости и пара, если это необходимо. В такой конструкции насос может быть погружен в нижней части сепаратора 180. Пригодный насос может иметь регулируемую производительность, составляющую приблизительно 2-6,2 галлона в минуту сжиженного природного газа с перепадом давления, составляющим 80 фунтов на квадратный дюйм, при работе при температуре -240°Р. Регулирование расхода можно осуществлять при помощи привода с переменной частотой вращения. Такой типичный насос производит компания ВагЬег-№сйо1к, Агуаба, Со1огабо.
Гидроциклон 258 действует как сепаратор для извлечения СО2 из суспензии, обеспечивая накопление и хранение сжиженного природного газа, как топливного продукта. Типичный гидроциклон 258 может быть приспособлен, например, для работы под давлением, составляющим приблизительно 125 фунтов на квадратный дюйм, при температуре, составляющей приблизительно -238°Р. В гидроциклоне 258 используют перепад давления для создания центробежной силы, которая отделяет твердые частицы от жидкости. Загущенный шлам, образованный из части сжиженного природного газа с твердым СО2, выходит из гидроциклона 258 через выпускное отверстие 262 для нижнего продукта. Оставшийся сжиженный природный газ проходит через выпускное отверстие 264 для верхнего продукта для дополнительной фильтрации. Между выпускными отверстиями 262 и 264 для нижнего продукта и для верхнего продукта гидроциклона существует небольшой перепад давления, например, составляющий 0,5 фунта на квадратный дюйм. Таким образом, например, загущенный шлам может выходить через выпускное отверстие 262 для нижнего продукта под давлением, составляющим приблизительно 40,5 фунта на квадратный дюйм, а сжиженный природный газ может выходить через выпускное отверстие 264 для верхнего продукта под давлением, составляющим приблизительно 40 фунтов на квадратный дюйм. Однако в соответствии с конкретным используемым гидроциклоном 258 могут быть более подходящими другие перепады давлений. В районе выпускного отверстия 264 для верхнего продукта гидроциклона 258 может быть расположен клапан 265 управления для содействия регулированию перепада давления в гидроциклоне 258.
Подходящие гидроциклоны 258 производит, например, компания КгеЬк Еидшеегшд о£ Тисков. Λπкопа. Типичный гидроциклон может быть приспособлен для работы под расчетным давлением, составляющим приблизительно до 125 фунтов на квадратный дюйм, в температурном диапазоне, составляющем приблизительно от 100 до -300°Т. Кроме того, типичный гидроциклон, предпочтительно, имеет тонко шлифованную поверхность, имеющую шероховатость, составляющую 8-12 микродюймов или менее.
Жидкий природный газ проходит через один из нескольких, в данном случае, двух расположенных параллельно сетчатых фильтров 266А и 266В для фильтрации СО2. Сетчатые фильтры 266А и 266В задерживают весь оставшийся СО2, который мог остаться после извлечения в гидроциклоне 258. Как показано на фиг. 9, типичный сетчатый фильтр 266 может быть выполнен из 6-дюймовой трубы 268 из нержавеющей стали стандарта 40 и включает первый фильтрующий элемент 270 из крупной сетки из нержавеющей стали, второй конический фильтрующий элемент 272 из менее крупной сетки из нержавеющей стали, чем первый фильтрующий элемент, и третий фильтрующий элемент 274, выполненный из тонкой сетки из нержавеющей стали. Например, в одном варианте осуществления изобретения первый фильтрующий элемент 270 может быть выполнен из сетки из нержавеющей стали с размером ячеек от 50 до 75 меш, второй фильтрующий элемент 272 может быть выполнен из сетки из нержавеющей стали с размером ячеек от 75 до 100 меш, и третий фильтрующий элемент 274 может быть выполнен из сетки из нержавеющей стали с размером ячеек от 100 до 150 меш. В другом варианте осуществления изобретения можно выполнять два фильтрующих элемента 270 и 274 из нержавеющей стали с одинаковым размером ячеек, составляющим, например, 40 меш или меньшим, и уложенных с меньшей плотностью или с большей плотностью для получения желательного эффекта. То есть фильтрующий элемент 270 может быть выполнен из сетчатой заготовки или сетки, которая скатана относительно неплотно для обеспечения меньшей плотности или меньшей площади поверхности, при этом фильтрующий элемент 274 может быть изготовлен из такой же сетчатой заготовки или сетчатого материала, но скатанного более плотно для получения более плотной набивки или набивки с большей площадью поверхности.
Сетчатые фильтры 266А и 266В для отфильтровывания СО2 могут время от времени забиваться или закупориваться захваченным ими твердым СО2. Таким образом, когда один фильтр, то есть 266А, используют для извлечения СО2 из потока жидкого природного газа, другой фильтр, то есть 266В, можно продувать для удаления СО2 посредством прохождения через него противотоком относительно высокотемпературного природного газа. Например, газ может извлекаться после цикла извлечения воды четвертым теплообменником 275, показанным точками 276С и 276В соединения, и проходить через сетчатый фильтр 266В и очищать его от СО2. Перед прохождением через теплообменник 275 и в сетчатый фильтр 266В для очистки от СО2 газ может проходить через один или более клапанов 277 для регулирования давления в соответствии с условиями давления и потока в ходе процесса.
При очистке фильтра 266В очищающий газ может выпускаться назад в теплообменник 224 змеевикового типа через точки 301В и 301С соединения. Надлежащие клапаны и трубопроводы обеспечивают переключение и изоляцию друг от друга фильтров 266А и 266В, как может требоваться. Специалистам в данной области техники известны другие способы удаления твердых частиц СО2, накапливающихся в фильтрах.
- 11 006270
Отфильтрованный жидкий природный газ выходит из установки 102 для хранения, как описано выше. Между линиями, идущими от входа и выхода установки, может быть установлен предохранительный клапан 279 открытого типа в качестве устройства, обеспечивающего безопасность при сбое либо в установке 102, либо во внешних источниках, таких как резервуар 116 (фиг. 1).
Загущенный шлам, образованный в гидроциклоне 258, выходит через выпускное отверстие 262 для нижнего продукта и проходит по трубопроводу 278 в теплообменник 224, где он обеспечивает охлаждение проходящего через него технологического потока 154'. Пар, проходящий по линии 182' из сепаратора 180 для разделения жидкости и пара, проходит через обратный клапан 280А управления и объединяется с частью газа, извлеченного из теплообменника 224 по линии 259, для образования комбинированного охлаждающего потока 257. Объединенный охлаждающий поток 257, проходящий по линии 259, также служит подпиткой для поддержания правильной работы эдуктора 282, если расход через обратный клапан 280А управления слишком мал. Обратный клапан 280В управления устанавливают на давление, которое на два или несколько фунтов на квадратный дюйм выше давления, заданного для клапана 280А регулирования давления, для сохранения правильного направления движения объединенного охлаждающего потока 257. Затем объединенный охлаждающий поток 257 проходит через эдуктор 282. Движущий поток 284, отведенный из технологического потока между высокоэффективным теплообменником 166 и теплообменником 224 змеевикового типа, также проходит через эдуктор и служит для подачи объединенного охлаждающего потока 257 в одну или более впускных труб 252Α-252Ι (фиг. 5В). Типичный эдуктор 282 может быть выполнен для работы под давлением, составляющим приблизительно 764 фунта на квадратный дюйм, и при температуре, составляющей приблизительно -105°Р, для движущего потока, и под давлением, составляющим приблизительно 35 фунтов на квадратный дюйм, и при температуре, составляющей приблизительно -240°Р, для всасывающего потока под давлением нагнетания, составляющим приблизительно 69 фунтов на квадратный дюйм. Такие эдукторы производит компания Рох Уа1ус Эсус1ортсп1 Согр. о£ Эоусг. №\ν 1сг8су.
Суспензии СО2, подаваемые в теплообменник 224 охлаждающим потоком 170', объединенным охлаждающим потоком 257 или потоком 278 нижнего продукта, проходят вниз через теплообменник 224 поверх одного или более охлаждающих змеевиков 232А-232С, что вызывает возгонку СО2. В результате образуется охлаждающий поток 286, который имеет температуру, достаточно высокую для исключения содержания в нем твердого СО2. Охлаждающий поток 286, выходящий из теплообменника 224, объединяется с расширенным охлаждающим потоком 152' из турбодетандера 156 для образования объединенного охлаждающего потока 178', который используется для охлаждения сжатого технологического потока 154' в высокоэффективном теплообменнике 166. Выходя из теплообменника 166, объединенный охлаждающий поток 178' дополнительно объединяется с различными другими компонентами газа, проходящими через точку 136А соединения, как описано выше, для выпуска в секцию 130 трубопровода 104 (фиг. 1), проходящую после установки.
На фиг. 10 показана установка 102''' для сжижения газа, соответствующая другому варианту осуществления настоящего изобретения. Установка 102''' для сжижения газа работает по существу таким же образом, как и установка 102' для сжижения газа, показанная на фиг. 4, с некоторыми небольшими модификациями.
Четвертый теплообменник 222 расположен на линии подачи технологического потока последовательно между высокоэффективным теплообменником 166 и теплообменником 224. Теплообменник 222 предназначен для извлечения СО2 и служит в основном для нагрева твердого СО2, который извлечен из технологического потока в последнем пункте цикла, как будет описано более подробно ниже. Четвертый теплообменник 222 также обеспечивает охлаждение газа при подготовке к сжижению и удалению СО2.
Загущенный шлам, образованный в гидроциклоне 258, выходит через выпускное отверстие 262 для нижнего продукта и проходит по трубопроводу 278' в теплообменник 222, в котором плотность загущенного шлама уменьшается. Когда суспензия СО2 выходит из теплообменника 222, она объединяется с паром, который может поступать через вход 128 установки (из резервуара 116, показанного на фиг. 1), а также с паром, проходящим по линии 182' из сепаратора 180 для разделения жидкости и пара, образуя объединенный охлаждающий поток 257'. Объединенный охлаждающий поток 257' проходит через обратный клапан 280А управления и затем через эдуктор 282. Движущий поток 284', отводящийся из технологического потока между теплообменником 222 и теплообменником 224, также проходит через эдуктор и обеспечивает направление объединенного охлаждающего потока 158 в одну или более впускных труб 252Α-252Ι (фиг. 5В).
Как и в варианте осуществления изобретения, описанном со ссылкой на фиг. 4, суспензия СО2, поступившая в теплообменник 224 в охлаждающем потоке 170' или в объединенном охлаждающем потоке 257, проходит вниз в теплообменнике 224 поверх одного или более охлаждающих змеевиков 232А-232С, вызывая возгонку твердого СО2. В результате, образуется охлаждающий поток 286, который имеет температуру, достаточно высокую для исключения содержания в нем твердого СО2. Охлаждающий поток, выходящий из теплообменника 224, объединяется с расширенным охлаждающим потоком 152' из турбодетандера 156 для образования объединенного охлаждающего потока 178', который используется для охлаждения сжатого технологического потока 154' в высокоэффективном теплообменнике 166. Выходя
- 12 006270 из теплообменника 166, объединенный охлаждающий поток 178' дополнительно объединяется с различными другими компонентами газа, проходящими в точке 136 А соединения, как описано выше, для выпуска в секцию 130 трубопровода 104 (фиг. 1), проходящую после установки.
Как и в вариантах осуществления изобретения, описанных выше, сетчатые фильтры 266А и 266В для извлечения СО2 могут время от времени требовать очистки или продувки. Однако в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 10, газ может высасываться после цикла извлечения воды в точке 276С соединения и поступать в точку 276А или 276В соединения для прохождения через сетчатые фильтры 266А или 266В для очистки от СО2.
При очистке фильтра 266В очищающий газ может выпускаться назад, в трубопровод 104 (фиг. 1) в точках 136Е или 136Е и 136 А соединения. Надлежащие клапаны и трубопроводы обеспечивают переключение фильтров 266А и 266В и изоляцию друг от друга, как может быть необходимо. Специалистам в данной области техники известны другие способы извлечения накопленных в фильтрах твердых частиц СО2. Отфильтрованный жидкий природный газ выходит из установки 102 для хранения, как было описано выше.
На фиг. 11А и 12 показан контур 300 перепада давления установки 102'''. Контур 300 перепада давления предназначен для обеспечения баланса потока, поступающего в клапан 176' Джоуля-Томсона непосредственно перед сепаратором 180 для разделения жидкости и пара, на основе перепада давления между сжатым технологическим потоком 154' и потоком 172' продукта. Клапан 174' Джоуля-Томсона, расположенный на линии движения охлаждающего потока 170', действует в качестве первичного клапана управления, пропускающего большую часть массового расхода потока, выходящего из теплообменника 224, для поддержания правильной температуры потока 172' продукта. В условиях нормальной работы предполагается, что газ всегда будет проходить через клапан 174' Джоуля-Томсона. Открывание клапана 174' Джоуля-Томсона усиливает обратный поток в теплообменник 224 и, следовательно, снижает температуру потока 172' продукта. И, наоборот, уменьшение потока через клапан 174' Джоуля-Томсона будет приводить к повышению температуры потока 172' продукта.
Клапан 176' Джоуля-Томсона, расположенный в линии подачи потока 172' продукта, служит для компенсирования любого избыточного расхода потока 172' продукта вследствие изменений, например, вызываемых регулированием температуры потока 172' продукта или скачками давления, возникающими в результате работы компрессора 158.
Между линией подачи сжатого технологического потока 154' и линией подачи потока 172' продукта (что также обозначено точками 301А и 301В на фиг. 4) расположен клапан 302 регулирования перепада давления. Между стороной 306 низкого давления клапана 302 регулирования перепада давления и управляющим элементом 308 клапана 176' Джоуля-Томсона подключена управляющая линия 304. Клапан 302 регулирования перепада давления и управляющий элемент 308 клапана 176' Джоуля-Томсона нагружены (пружинами) с учетом отклонений давления для компенсации потерь давления технологического потока 154' в контуре, содержащем теплообменники 166, 222 (если он используется) и 224.
Далее приведены примеры того, как может работать контур 300 перепада давления в некоторых типичных случаях.
В одном случае давление и расход сжатого технологического потока 154' повышаются вследствие неустойчивости работы компрессора 158. При повышении давления сжатого технологического потока 154' сторона 310 высокого давления клапана 302 регулирования перепада давления вызывает открывание клапана 302 регулирования перепада давления, в результате чего повышается давление в управляющей линии 304 и в управляющем элементе 308 клапана 176' Джоуля-Томсона. В результате прохождения через различные теплообменники, в потоке 172' продукта возникнет новое давление. При поддержании постоянного потока клапаном 174' Джоуля-Томсона дополнительная технологическая жидкость, появляющаяся в потоке 172' продукта, будет обеспечивать меньшую потерю давления в теплообменниках, приводя давление в потоке 172' продукта к значению, приближенному к давлению сжатого технологического потока 154'.
Повышенное давление потока 172' продукта вызывает реакцию клапана 302 регулирования перепада давления, который закрывается, преодолевая давление в управляющей линии 304 и воздействие нагружающей пружины в управляющем элементе 308. В результате этого клапан 176' Джоуля-Томсона открывается и обеспечивается расход проходящего через него потока. При повышении расхода потока, проходящего через клапан 176' Джоуля-Томсона, давление потока 172' продукта снижается.
Согласно второму случаю, давление и расход сжатого технологического потока 154' соответствуют установившемуся состоянию. В этом случае компрессор будет создавать больший поток, чем поток, отводящийся клапаном 17 4' Джоуля-Томсона, что приведет к повышению давления потока 172' продукта. При повышении давления потока продукта клапан 302 регулирования перепада давления и клапан 176' Джоуля-Томсона срабатывают, как описано выше в отношении первого случая для снижения давления потока 172' продукта.
Согласно третьему случаю, клапан 174' Джоуля-Томсона внезапно открывается, повышая потерю давления в теплообменниках 224 и 166 и, таким образом, снижая давление потока 172' продукта. Потеря давления потока 172' продукта вызывает срабатывание клапана 302 регулирования перепада давления и,
- 13 006270 таким образом, приведение в действие управляющего элемента 308, в результате чего клапан 176' Джоуля-Томсона закрывается, пока опять не восстановится равновесие потока.
Согласно четвертому случаю, клапан 174' Джоуля-Томсона внезапно закрывается, вызывая скачок давления потока 172' продукта. В этом случае повышение давления вызывает срабатывание клапана 302 регулирования перепада давления, что вызывает приведение в действие управляющего элемента 308 и открывание клапана 176' Джоуля-Томсона и сброс избыточного давления/потока, пока давление и расход не вернутся к равновесию.
Согласно пятому случаю, давление падает в сжатом технологическом потоке 154' вследствие неустойчивой работы компрессора. Это вызывает реакцию контура 300, заключающуюся в том, что клапан 176' Джоуля-Томсона моментально закрывается до достижения баланса давления и расхода потока 172' продукта.
Клапан 174' Джоуля-Томсона является важным элементом контура 300 регулирования перепада давления, поскольку он служит для поддержания разделения охлаждающего потока 170' и потока 172' продукта после сжатого технологического потока 154', прошедшего через теплообменник 224. Клапан 174' Джоуля-Томсона обеспечивает это посредством поддержания температуры потока в линии 256, выходящего из теплообменника 224. Когда температура в линии 256 (и, таким образом, в охлаждающем потоке 170' и в технологическом потоке 172') падает до уровня, который ниже необходимой температуры, поток через клапан 174' Джоуля-Томсона может регулироваться для обеспечения меньшего охлаждения в теплообменнике 224. И наоборот, когда температура в линии 256 повышается до уровня, превышающего уровень необходимой температуры, поток через клапан 174' Джоуля-Томсона может быть отрегулирован для обеспечения дополнительного охлаждения теплообменника 224.
На фиг. 11В показан предпочтительный контур 300'. Работа контура 300' в целом аналогична работе описанного выше контура 300, однако вместо использования механических средств управления в контуре 300' использованы электропневматические средства управления. Основные отличия контуров 300 и 300' включают замену линий 370 и 372 контроля давления датчиками 374 и 376 давления и электрическими проводами 370' и 372'. Кроме того, клапан 302 регулирования перепада давления и управляющая линия 304 заменены электрическим регулятором 302' и электропневматической сигнальной линией 304', а управляющий элемент 308 заменен электропневматическим управляющим элементом 308'. Следует отметить, что при использовании контура 300 или контура 300' они будут работать с любым количеством теплообменников, которые могут создавать перепад давления между линиями 154' и 172'.
На фиг. 12 показаны установка 102'''' для сжижения газа и способ, соответствующие другому варианту осуществления изобретения. Установка 102'''' для сжижения газа работает по существу аналогично установке 102''' для сжижения газа, показанной на фиг. 10, но с некоторыми небольшими модификациями. Вместо проведения загущенного шлама СО2 из гидроциклона 258 через теплообменник 222 (фиг. 10), насос 320 подает поток загущенного шлама СО2 назад в теплообменник 224. Конструкция установки 102'''' устраняет необходимость в использовании дополнительного теплообменника (то есть 222 на фиг. 10). Однако поток загущенного шлама СО2 может быть ограничен производительностью насоса и плотностью загущенного шлама в конструкции, показанной на фиг. 10.
На фиг. 13 показана типичная физическая конструкция установки 102, описанной со ссылками на фиг. 4, в одном варианте ее выполнения. Для наглядности установка 102 показана без боковых стенок и крыши. По существу, вся установка 102 может быть смонтирована на опорной конструкции, такой как передвижная платформа 330, благодаря чему при необходимости установку 102 можно перемещать и транспортировать. В числе показанных наиболее важных элементов установки 102 в правой части платформы 330 изображены турбодетандер 156/компрессор 158. Вблизи турбодетандера 156/компрессора 158 изображен оператор 332 для представления о размерах установки 102. Обычно всю установку можно выполнить с размерами, составляющими приблизительно 30 футов в длину, 17 футов в высоту и 8,5 фута в ширину. Однако вся установка может иметь меньшие или большие размеры, как необходимо.
Высокоэффективный теплообменник 166 и теплообменник 224, используемый для возгонки твердого СО2, находятся в левой части платформы 330. Параллельные фильтры 266А и 226В находятся вблизи теплообменника 224. От платформы 330 может быть протянута электропроводка 334 к удаленному пункту, такому как отдельная панель 335 или кабина управления для управления различными элементами, например, такими как турбодетандер 156/компрессор 158, как будет понятно специалистам в данной области техники. Кроме того, от платформы 330 могут быть проведены пневматические и/или гидравлические линии для управления или подачи энергии извне. Следует отметить, что благодаря удаленному расположению средств управления или по меньшей мере части средств управления можно уменьшить расходы, поскольку такие дистанционные средства управления и приборы не требуют, например, взрывостойких укрытий или других средств безопасности, как требовалось бы при их расположении на платформе 330.
Следует также отметить, что на платформе 330 может быть установлен каркас 340, по существу охватывающий установку 102. Первая секция 342, имеющая первую высоту, по существу окружает пространство, в котором расположены турбодетандер 156 и компрессор 158. Вторая секция 344 по существу окружает пространство, в котором расположены теплообменники 166, 224, фильтры 266А и 266В и дру
- 14 006270 гие компоненты, которые работают при пониженных температурах. Вторая секция 344 включает две подсекции 344А и 344В, причем подсекция 344А по высоте по существу аналогична секции 342. Подсекция 344В выше секции 342 и может быть съемной для облегчения транспортировки, как описано ниже. Трубопроводы установки 102 могут быть теплоизолированными для минимизации нежелательной теплопередачи. В альтернативном варианте или в комбинации с теплоизолированными трубами и другими компонентами, теплоизолирующая стенка 346 может отделять секцию 342 от секции 344 и от среды, окружающей установку 102. Кроме того, теплоизолирующие стенки могут быть расположены на каркасе 340 вокруг внешних границ установки 102 для изоляции по меньшей мере части установки 102 от температуры окружающей среды, которая могла бы снижать эффективность работы установки 102. Кроме того, кроме соединительных трубопроводов индивидуальную теплоизоляцию могут иметь различные элементы, включая, но не ограничиваясь ими, сепарационный резервуар 180, фильтрующие модули 266А,В и теплообменники 166 и 224.
Как показано на фиг. 14, установка 102 или существенная ее часть может быть погружена, например, в автомобильный прицеп 350, транспортируемый тягачом 352 к месту развертывания установки. В альтернативном варианте прицепом может служить несущая конструкция, при этом платформа 330 может быть снабжена колесами, подвеской и упором для установки одним концом на тягач 352 и другим концом на комплект колес 354. Специалистам в данной области техники будет понятно, что можно использовать другие средства транспортировки.
Следует отметить, что верхнюю подсекцию 344В можно снимать, и хотя это не показано на чертеже, можно демонтировать некоторые крупные элементы, такие как высокоэффективный теплообменник 166 и теплообменник 224 для обработки твердого СО2. Это дает возможность транспортировать установку без получения специальных разрешений (то есть разрешений на перевозку широкого груза, крупногабаритного груза и т.д.), сохраняя установку по существу целой.
Также следует отметить, что установка может включать средства управления, требующие лишь минимального вмешательства оператора. Действительно, может быть желательно, чтобы любая установка 102-102 работала без присутствия оператора на месте расположения установки. Таким образом, при надлежащем программировании и устройстве управления установкой можно управлять при помощи дистанционных телеметрических средств для осуществления текущего контроля и/или коррекции операций, выполняемых установкой. Подобным образом, в такие средства управления можно включать различные средства предупреждения для передачи удаленному оператору сигнала предупреждения или для выключения установки в случае сбоя в работе. Одним пригодным средством управления может быть, например, программируемый логический контроллер серии ΌΤ405, поставляемый на рынок компанией Аи1ота1юп Э|гсс1 оГ Ситттд, СсогДа.
Хотя изобретение было описано в первую очередь в отношении сжижения природного газа, следует отметить, что настоящее изобретение можно использовать просто для извлечения компонентов газа, например, таких как СО2, из потока относительно грязного газа. Кроме того, можно обрабатывать другие газы и можно извлекать другие компоненты газа, например, такие как азот. Таким образом, настоящее изобретение не ограничено сжижением природного газа и извлечением из него СО2.
Пример
На фиг. 4 и 15 показан пример способа, осуществляемого установкой 102 для сжижения газа. Следует отметить, что на фиг. 14 показана такая же схема технологического процесса, как и на фиг. 4 (в комбинации с дополнительными элементами, показанными на фиг. 3, например компрессором 154 и детандером 156 и т.д.), но без некоторых ссылочных номеров, опущенных для ясности. Поскольку способ в целом был описан выше со ссылками на фиг. 4, в нижеследующем примере будут показаны типичные условия для газа/жидкости/суспензии в различных точках установки, названных здесь точками состояния, в соответствии с расчетной рабочей конструкцией установки 102.
В точке 400 состояния, где газ поступает из распределительного трубопровода в установку для сжижения газа, газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно 60°Р, и давление, составляющее приблизительно 440 фунтов на квадратный дюйм при массовом расходе потока, составляющем приблизительно 1000 фунтов в час.
В точках 402 и 404 состояния поток будет разделен таким образом, что поток с расходом приблизительно 5065 фунтов в час проходит через точку 402 состояния и поток с расходом приблизительно 4945 фунтов в час проходит через точку 404 состояния при температурах и давлениях в каждой точке состояния, подобных этим показателям в точке 400 состояния.
В точке 406, где поток выходит из турбодетандера 156, газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно -104°Р, и давление, составляющее приблизительно 65 фунтов на квадратный дюйм. В точке 408, где газ выходит из компрессора 158, газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно 187°Р, и давление, составляющее приблизительно 770 фунтов на квадратный дюйм.
В точке 410 после первого теплообменника 220 и перед высокоэффективным теплообменником 166 газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно 175°Р, и давление, составляющее приблизительно 770 фунтов на квадратный дюйм. В точке 412 после извлечения воды и приблизительно в середине высокоэффективного теплообменника 166 газ будет иметь температуру, составляющую приблизи
- 15 006270 тельно -70°Р и давление, составляющее приблизительно 766 фунтов на квадратный дюйм, при массовом расходе, составляющем приблизительно 4939 фунтов в час.
Газ, выходящий из высокоэффективного теплообменника 166, в точке 414 будет иметь температуру, составляющую приблизительно -105°Р, и давление, составляющее приблизительно 763 фунта на квадратный дюйм.
Поток 172' продукта в точке 418 будет иметь температуру, составляющую приблизительно -205°Г и давление, составляющее приблизительно 761 фунт на квадратный дюйм, при массовом расходе, составляющем приблизительно 3735 фунтов в час. В точке 420 после прохождения через клапан ДжоуляТомсона и перед вхождением в сепаратор 180 поток будет представлять собой смесь из газа, сжиженного природного газа и твердого СО2 и будет иметь температуру, составляющую приблизительно -240°Р, и давление, составляющее приблизительно 35 фунтов на квадратный дюйм. Суспензия из твердого СО2 и сжиженного природного газа будет иметь такие же температуру и давление, как при выходе из сепаратора 180, однако массовый расход составит приблизительно 1324 фунта в час.
В точке 422 давление суспензии будет повышено насосом 260 приблизительно до 114 фунтов на квадратный дюйм при температуре, составляющей приблизительно -236°Р. В точке 424 после разделения в гидроциклоне 258 сжиженный природный газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно -240°Р, и давление, составляющее приблизительно 35 фунтов на квадратный дюйм при массовом расходе, составляющем приблизительно 1059 фунтов в час. Состояние сжиженного природного газа будет оставаться по существу таким же при выходе из установки 102 и поступлении в резервуар для хранения.
В точке 426 загущенный шлам (включающий твердый СО2), выходящий из гидроциклона 258, будет иметь температуру, составляющую приблизительно -235°Р, и давление, составляющее приблизительно -68,5 фунта на квадратный дюйм, при массовом расходе, составляющем приблизительно 265 фунтов в час.
В точке 430 газ, выходящий из сепаратора 180, будет иметь температуру, составляющую приблизительно -240°Р, и давление, составляющее приблизительно 35 фунтов на квадратный дюйм, при массовом расходе, составляющем приблизительно 263 фунта в час.
В точке 434 газ, движущим потоком поступающий в эдуктор, будет иметь температуру, составляющую приблизительно -105°Р, и давление, составляющее приблизительно 764 фунта на квадратный дюйм. Массовый расход в точке 434 будет составлять приблизительно 1205 фунтов в час. В точке 436 после эдуктора смешанный поток будет иметь температуру, составляющую приблизительно -217°Р, и давление, составляющее приблизительно 70 фунтов на квадратный дюйм, при массовом расходе комбинированного потока, составляющем приблизительно 698 фунтов в час.
В точке 438 перед клапаном 174' Джоуля-Томсона газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно -205°Р, и давление, составляющее приблизительно 761 фунтов на квадратный дюйм, при массовом расходе, составляющем приблизительно 2147 фунтов в час. В точке 440 после прохождения через клапан 174' Джоуля-Томсона, в результате чего формируется твердый СО2, суспензия будет иметь температуру, составляющую приблизительно -221°Р, и давление, составляющее приблизительно 68,5 фунта на квадратный дюйм.
В точке 442 при выходе из теплообменника 224 температура газа будет составлять приблизительно -195°Р, и давление будет составлять приблизительно 65 фунтов на квадратный дюйм. Массовый расход в точке 442 будет составлять приблизительно 3897 фунтов в час. В точке 444 после комбинирования двух потоков газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно -151°Р, и давление, составляющее приблизительно 65 фунтов на квадратный дюйм.
В точке 446 при выходе из высокоэффективного теплообменника 166 и перед выпуском в трубопровод 104 газ будет иметь температуру, составляющую приблизительно 99°Р, и давление, составляющее приблизительно 65 фунтов на квадратный дюйм. Массовый расход в точке 446 будет составлять приблизительно 8962 фунта в час.
Из приведенного выше описания будет понятно, что показанный и описанный здесь способ сжижения газа предоставляет дешевый и эффективный способ для производства сжиженного природного газа без необходимости в очистке газа перед направлением газа в цикл сжижения. Способ позволяет использовать относительно грязный газ, обычно используемый в жилищном хозяйстве и в промышленности, устраняет необходимость использования дорогого оборудования для предварительной обработки газа и обеспечивает существенное снижение производственных затрат на обработку такого относительно грязного газа.
Изобретение может быть осуществлено в различных модифицированных и альтернативных формах, и хотя здесь были для примера подробно описаны и показаны на чертежах конкретные варианты осуществления изобретения, следует понимать, что изобретение не ограничено конкретными описанными формами. Скорее изобретение включает все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты, соответствующие сущности и объему изобретения, определяемым нижеследующей прилагаемой формулой изобретения.

Claims (65)

1. Способ извлечения углекислого газа из массы природного газа, включающий впуск массы природного газа из источника неочищенного природного газа, охлаждение по меньшей мере части природного газа для образования суспензии, содержащей, по меньшей мере, сжиженный природный газ и твердый углекислый газ, подачу суспензии через гидроциклон, извлечение твердого углекислого газа и части сжиженного природного газа через выпускное отверстие для нижнего продукта гидроциклона.
2. Способ по п.1, при котором извлечение твердого углекислого газа и части сжиженного природного газа через выпускное отверстие для нижнего продукта циклона обеспечивает образование загущенного шлама, включающего твердый углекислый газ и часть сжиженного природного газа, и подачу загущенного шлама через выпускное отверстие для нижнего продукта гидроциклона.
3. Способ по п.2, включающий прохождение оставшейся части сжиженного природного газа через выпускное отверстие для верхнего продукта гидроциклона.
4. Способ по п.3, дополнительно включающий сжатие массы природного газа перед охлаждением и после образования суспензии.
5. Способ по п.4, при котором охлаждение по меньшей мере части массы природного газа включает подачу по меньшей мере части газа по меньшей мере через один теплообменник.
6. Способ по п.5, дополнительно включающий расширение, по меньшей мере, другой части массы природного газа для образования охлаждающего потока и подачу охлаждающего потока по меньшей мере через один теплообменник для охлаждения по меньшей мере части массы природного газа.
7. Способ по п.3, дополнительно включающий подачу оставшейся части сжиженного природного газа по меньшей мере через один сетчатый фильтр.
8. Способ по п.3, при котором охлаждение по меньшей мере части массы природного газа включает использование загущенного шлама в качестве хладагента.
9. Способ по п.1, дополнительно содержащий образование пара из загущенного шлама и выпуск пара обратно в источник неочищенного природного газа.
10. Способ по п.1, при котором охлаждение по меньшей мере части природного газа для образования суспензии включает подачу по меньшей мере части природного газа по меньшей мере через один клапан Джоуля-Томсона.
11. Способ по п.1, дополнительно включающий извлечение воды по меньшей мере из части природного газа перед подачей по меньшей мере части природного газа через гидроциклон.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий подачу, по меньшей мере, другой части природного газа через детандер с получением работы, сжатие по меньшей мере части природного газа с использованием произведенной детандером работы и частичное охлаждение сжатой по меньшей мере части природного газа с использованием расширенной, по меньшей мере, другой части природного газа.
13. Система для извлечения углекислого газа из массы природного газа, содержащая компрессор для образования сжатого потока природного газа по меньшей мере из части массы природного газа, по меньшей мере один теплообменник для приема и охлаждения сжатого потока, средство для приема и расширения охлажденного сжатого потока и образования суспензии, которая содержит сжиженный природный газ и твердый углекислый газ, гидроциклон для приема суспензии и разделения суспензии на первую часть из сжиженного природного газа и загущенного шлама, содержащего твердый углекислый газ, и вторую часть из сжиженного природного газа.
14. Система по п.13, дополнительно содержащая турбодетандер для приема, по меньшей мере, другой части массы природного газа и образования из нее расширенного охлаждающего потока природного газа, причем турбодетандер имеет механическое соединение с компрессором для приведения его в действие.
15. Система по п.14, в которой по меньшей мере один теплообменник установлен для приема расширенного охлаждающего потока, проходящего через него противотоком относительно сжатого потока.
16. Система по п.15, дополнительно содержащая фильтр для извлечения воды из сжатого потока при его прохождении по меньшей мере через один теплообменник.
17. Система по п.16, дополнительно содержащая по меньшей мере один сетчатый фильтр для приема проходящей через него первой части сжиженного природного газа.
18. Система по п.17, в которой по меньшей мере один сетчатый фильтр включает множество сетчатых фильтров, выполненных из сетки из нержавеющей стали, последовательно расположенных на линии потока первой части сжиженного природного газа, причем каждый последовательно расположенный фильтр вдоль линии потока имеет последовательно уменьшающийся размер ячеек относительно соседнего сетчатого фильтра, расположенного перед ним по линии потока.
19. Система по п.13, в которой по меньшей мере один теплообменник содержит множество тепло
- 17 006270 обменников, включающих по меньшей мере один высокоэффективный теплообменник.
20. Система по п.19, в которой по меньшей мере один высокоэффективный теплообменник включает множество алюминиевых пластин.
21. Система по п.20, в которой множество теплообменников включает теплообменник типа труба в кожухе.
22. Система по п.21, в которой теплообменник типа труба в кожухе включает множество змеевиков из нержавеющей стали, составленных вертикальной стопой внутри резервуара из нержавеющей стали.
23. Система по п.13, дополнительно содержащая сепаратор для разделения жидкости и газа, выполненный для приема суспензии и отделения суспензии от пара природного газа перед тем, как суспензия подается в гидроциклон.
24. Система по п.13, в которой по меньшей мере один теплообменник содержит резервуар, по меньшей мере два змеевика, расположенных в резервуаре, по меньшей мере одно впускное отверстие змеевика, выполненное для проведения сжатого потока через по меньшей мере один из по меньшей мере двух змеевиков, множество выпускных отверстий змеевиков для выпуска сжатого потока из змеевиков, по меньшей мере два впускных отверстия резервуара для проведения второго потока через резервуар, причем каждое из по меньшей мере двух впускных отверстий резервуара расположено вблизи соответствующего змеевика из по меньшей мере двух змеевиков для проведения второго потока поверх по меньшей мере одного змеевика, вблизи которого расположено соответствующее впускное отверстие резервуара, и выпускное отверстие резервуара для извлечения второго потока из резервуара, причем теплообменник выполнен таким образом, чтобы сжатый поток избирательно направлялся через требуемое количество по меньшей мере из двух змеевиков и второй поток, по существу, одновременно проходил поверх тех змеевиков, через которые избирательно проводится сжатый поток.
25. Система по п.24, в которой теплообменник выполнен таким образом, что сжатый поток избирательно проводится только через один змеевик по меньшей мере из двух змеевиков и второй поток избирательно проводится поверх только одного змеевика по меньшей мере из двух змеевиков, по существу, одновременно.
26. Система по п.24, в которой резервуар выполнен в виде резервуара высокого давления.
27. Система по п.24, в которой резервуар выполнен из нержавеющей стали.
28. Система по п.24, в которой по меньшей мере два змеевика выполнены из нержавеющей стали.
29. Система по п.24, дополнительно содержащая по меньшей мере одно отводное устройство, расположенное на линии подачи сжатого потока, причем отводное устройство обеспечивает выбор необходимого количества змеевиков, через которые подается сжатый поток.
30. Система по п.29, в которой по меньшей мере одно отводное устройство содержит по меньшей мере одну заглушку.
31. Система по п.30, в которой по меньшей мере одна заглушка содержит корпус, имеющий первую внешнюю резьбу и закрепленную головку, выполненную для взаимодействия с установочным инструментом.
32. Система по п.30, в которой по меньшей мере одна заглушка дополнительно содержит внутреннюю резьбу, выполненную в закрепленной головке.
33. Система по п.29, в которой по меньшей мере одно отводное устройство представляет собой клапан.
34. Система по п.29, в которой по меньшей мере одно отводное устройство представляет собой глухой фланец.
35. Система по п.24, которая содержит по меньшей мере три змеевика, расположенных в резервуаре.
36. Система по п.13, в которой по меньшей мере один теплообменник содержит резервуар, имеющий множество впускных отверстий резервуара и по меньшей мере одно выпускное отверстие резервуара, по меньшей мере два охлаждающих змеевика, расположенных внутри резервуара последовательно, соединенных друг с другом и выполненных таким образом, что сжатый поток избирательно направляется через один или более по меньшей мере из двух змеевиков, причем по меньшей мере одно из множества впускных отверстий резервуара связано с каждым из по меньшей мере двух охлаждающих змеевиков и выполнено таким образом, что второй поток избирательно направляется через одно или более впускных отверстий резервуара в соответствии с избирательной подачей сжатого потока.
37. Установка для сжижения газа, содержащая входную часть установки для герметичного и обеспечивающего сообщение соединения с источником неочищенного природного газа, турбодетандер для приема первого потока природного газа, поступающего через входную часть установки и для создания из него расширенного охлаждающего потока,
- 18 006270 компрессор, механически соединенный с турбодетандером, для приема второго потока природного газа, поступающего через входную часть установки, и для образования из него сжатого технологического потока, первый теплообменник для приема сжатого технологического потока и расширенного охлаждающего потока, проходящих противотоком для охлаждения сжатого технологического потока, первую выходную часть установки для герметичного и обеспечивающего сообщение соединения с источником неочищенного природного газа и для выпуска в него расширенного охлаждающего потока после его прохождения через теплообменник, первый расширительный клапан для приема и расширения первой части охлажденного сжатого технологического потока для образования дополнительного охлаждающего потока, причем установка дополнительно включает трубопроводную конструкцию для соединения дополнительного охлаждающего потока с расширенным охлаждающим потоком перед тем, как расширенный охлаждающий поток входит в первый теплообменник;
второй расширительный клапан для приема и расширения второй части охлажденного сжатого технологического потока для образования из него смеси из газа, твердых частиц и жидкости, первый сепаратор для разделения газа и жидкости, обеспечивающий прием смеси из газа, твердых частиц и жидкости, и вторую выходную часть установки для герметичного и обеспечивающего сообщение соединения с резервуаром для хранения, причем первый сепаратор для разделения газа и жидкости обеспечивает подачу содержащейся в нем жидкости во вторую выходную часть установки.
38. Установка для сжижения газа по п.37, дополнительно содержащая гидроциклон, в рабочем состоянии подключенный между первым сепаратором для разделения газа и жидкости и второй выходной частью установки.
39. Установка для сжижения газа по п.38, дополнительно содержащая насос, в рабочем состоянии подключенный между гидроциклоном и первым сепаратором для разделения газа и жидкости для управления состоянием жидкости, подаваемой в гидроциклон.
40. Установка для сжижения газа по п.38, дополнительно содержащая по меньшей мере один сетчатый фильтр, расположенный между гидроциклоном и второй выходной частью установки.
41. Установка для сжижения газа по п.40, дополнительно содержащая фильтр для извлечения воды, причем фильтр для жидкости расположен на линии подачи сжатого технологического потока в местоположении прохождения потока в пределах первого теплообменника.
42. Установка для сжижения газа по п.41, дополнительно содержащая второй сепаратор для разделения газа и жидкости, расположенный на линии подачи сжатого технологического потока вблизи фильтра для жидкости.
43. Установка для сжижения газа по п.42, в которой первый теплообменник включает множество стойких к коррозии пластин.
44. Установка для сжижения газа по п.43, дополнительно содержащая второй теплообменник для прохождения через него охлажденного сжатого технологического потока.
45. Установка для сжижения газа по п.44, в которой второй теплообменник включает множество составленных вертикальной стопой стойких к коррозии змеевиков, расположенных внутри стойкого к коррозии резервуара.
46. Установка для сжижения газа по п.45, в которой по меньшей мере один из составленных вертикальной стопой стойких к коррозии змеевиков выполнен из нержавеющей стали.
47. Установка для сжижения газа по п.46, в которой стойкий к коррозии резервуар выполнен из нержавеющей стали.
48. Установка для сжижения газа по п.45, в которой второй теплообменник включает по меньшей мере один внутренний кожух, расположенный по меньшей мере в одном из составленных вертикальной стопой стойких к коррозии змеевиков.
49. Установка для сжижения газа по п.48, в которой по меньшей мере один внутренний кожух выполнен из нержавеющей стали.
50. Установка для сжижения газа по п.45, в которой второй теплообменник включает по меньшей мере один внешний кожух, расположенный между по меньшей мере одним из составленных вертикальной стопой стойких к коррозии змеевиков и стойким к коррозии резервуаром.
51. Установка для сжижения газа по п.50, в которой по меньшей мере один внешний кожух выполнен из нержавеющей стали.
52. Установка для сжижения газа по п.45, дополнительно содержащая опорную конструкцию, на которой расположены турбодетандер, компрессор, первый теплообменник, второй теплообменник, гидроциклон, по меньшей мере один сетчатый фильтр, фильтр для жидкости, первый сепаратор для разделения газа и жидкости и второй сепаратор для разделения газа и жидкости.
53. Установка для сжижения газа по п.45, в которой опорная конструкция имеет ширину, составляющую приблизительно 8 футов, и длину, составляющую приблизительно 30 футов.
54. Установка для сжижения газа по п.53, дополнительно содержащая каркас, установленный на
- 19 006270 опорной конструкции, причем каркас, по существу, образует внешнюю периферию объема установки для сжижения газа.
55. Установка для сжижения газа по п.54, в которой каркас имеет номинальную высоту, составляющую приблизительно 17 футов.
56. Установка для сжижения газа по п.55, в которой каркас включает, по меньшей мере, первую часть и вторую часть, причем вторая часть выполнена съемной для уменьшения максимальной высоты каркаса.
57. Установка для сжижения газа по п.54, дополнительно содержащая по меньшей мере одну теплоизолирующую стенку, установленную на каркас и расположенную таким образом, чтобы турбодетандер и компрессор располагались с первой стороны по меньшей мере от одной теплоизолирующей стенки, а первый теплообменник и второй теплообменник располагались со второй противоположной стороны по меньшей мере от одной теплоизолирующей стенки.
58. Установка для сжижения газа по п.57, которая выполнена транспортабельной в виде, по существу, целого блока.
59. Установка для сжижения газа по п.54, дополнительно содержащая блок управления для облегчения дистанционного телеметрического текущего контроля и управления установкой.
60. Установка для сжижения газа по п.52, дополнительно содержащая трубопроводы для соединения элементов, которые имеют индивидуальную теплоизоляцию.
61. Установка для сжижения газа по п.60, дополнительно содержащая по меньшей мере один имеющий индивидуальную теплоизоляцию элемент из группы, включающей турбодетандер, компрессор, первый теплообменник и второй теплообменник.
62. Способ производства сжиженного природного газа, включающий подачу части природного газа из источника неочищенного природного газа, разделение части природного газа на технологический поток и первый охлаждающий поток, подачу первого охлаждающего потока через турбодетандер и производство им работы, приведение в действие компрессора посредством произведенной работы турбодетандера, подачу технологического потока через компрессор, охлаждение сжатого технологического потока, по меньшей мере, расширенным охлаждающим потоком, разделение охлажденного сжатого технологического потока на поток продукта и второй охлаждающий поток, расширение второго охлаждающего потока и комбинирование расширенного второго охлаждающего потока с расширенным первым охлаждающим потоком, расширение потока продукта для формирования смеси, содержащей жидкость, пар и твердые частицы, отделение жидкости и твердых частиц от пара и отделение по меньшей мере части жидкости от твердых частиц.
63. Способ по п.62, при котором отделение по меньшей мере части жидкости от твердых частиц включает воздействие на твердые частицы и жидкость центробежной силой.
64. Способ по п.63, дополнительно включающий объединение твердых частиц и, по меньшей мере, другой части жидкости с расширенным первым охлаждающим потоком и расширенным вторым охлаждающим потоком.
65. Способ по п.64, дополнительно включающий выпуск объединенного охлаждающего потока обратно в источник неочищенного природного газа.
EA200400811A 2002-02-27 2002-07-01 Устройство для сжижения природного газа и способ производства сжиженного природного газа EA006270B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/086,066 US6581409B2 (en) 2001-05-04 2002-02-27 Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
PCT/US2002/020924 WO2003072991A1 (en) 2002-02-27 2002-07-01 Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400811A1 EA200400811A1 (ru) 2004-12-30
EA006270B1 true EA006270B1 (ru) 2005-10-27

Family

ID=27765347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400811A EA006270B1 (ru) 2002-02-27 2002-07-01 Устройство для сжижения природного газа и способ производства сжиженного природного газа

Country Status (19)

Country Link
US (3) US6581409B2 (ru)
EP (3) EP1478874B1 (ru)
JP (3) JP2005519153A (ru)
KR (1) KR100819722B1 (ru)
CN (1) CN1293341C (ru)
AU (1) AU2002346035B2 (ru)
BR (1) BR0215515B1 (ru)
CA (1) CA2473185C (ru)
CL (3) CL2004001541A1 (ru)
CO (1) CO5590980A2 (ru)
EA (1) EA006270B1 (ru)
EC (1) ECSP045189A (ru)
ES (2) ES2688165T3 (ru)
HK (1) HK1078120A1 (ru)
MX (1) MXPA04006605A (ru)
NZ (2) NZ550201A (ru)
PL (1) PL206099B1 (ru)
WO (1) WO2003072991A1 (ru)
ZA (1) ZA200404910B (ru)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2634653C1 (ru) * 2016-12-28 2017-11-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Способ очистки природного газа от тяжелых углеводородов
RU2692584C1 (ru) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для производства сжиженного природного газа
RU2692614C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа
RU2692610C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка получения сжиженного природного газа
RU2699872C1 (ru) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Установка по производству сжиженного природного газа
RU2748413C2 (ru) * 2019-05-07 2021-05-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа (варианты)

Families Citing this family (153)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7637122B2 (en) * 2001-05-04 2009-12-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US20070107465A1 (en) * 2001-05-04 2007-05-17 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
CN1623074A (zh) * 2002-01-18 2005-06-01 哥廷理工大学 通过除去可凝固固体生产液化天然气的方法和装置
AU2002951005A0 (en) * 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
JP3897681B2 (ja) * 2002-10-31 2007-03-28 松下電器産業株式会社 冷凍サイクル装置の高圧冷媒圧力の決定方法
US7201018B2 (en) * 2003-01-28 2007-04-10 Air Products And Chemicals, Inc. Generation and delivery system for high pressure ultra high purity product
US7065974B2 (en) * 2003-04-01 2006-06-27 Grenfell Conrad Q Method and apparatus for pressurizing a gas
JP4321095B2 (ja) * 2003-04-09 2009-08-26 日立アプライアンス株式会社 冷凍サイクル装置
CR7129A (es) * 2003-10-29 2003-11-17 Carlos Eduardo Rold N Villalobos Metodo y aparato para almacenar gases a baja temperatura utilizando un sistema de recuperacion de refrigeracion
US6997012B2 (en) * 2004-01-06 2006-02-14 Battelle Energy Alliance, Llc Method of Liquifying a gas
US7665328B2 (en) * 2004-02-13 2010-02-23 Battelle Energy Alliance, Llc Method of producing hydrogen, and rendering a contaminated biomass inert
US7153489B2 (en) * 2004-02-13 2006-12-26 Battelle Energy Alliance, Llc Method of producing hydrogen
EP1782010A4 (en) * 2004-06-30 2014-08-13 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS FOR LNG REGAZEIFICATION
RU2272973C1 (ru) * 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты)
SG160406A1 (en) * 2005-03-16 2010-04-29 Fuelcor Llc Systems, methods, and compositions for production of synthetic hydrocarbon compounds
US7673476B2 (en) * 2005-03-28 2010-03-09 Cambridge Cryogenics Technologies Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas
DE102005032556B4 (de) * 2005-07-11 2007-04-12 Atlas Copco Energas Gmbh Anlage und Verfahren zur Nutzung eines Gases
US7547179B1 (en) 2005-07-29 2009-06-16 Edmonson Tommy L Vehicle transport apparatus
JP5139292B2 (ja) * 2005-08-09 2013-02-06 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇのための天然ガス液化方法
EP1754695A1 (en) * 2005-08-17 2007-02-21 Gastreatment Services B.V. Process and apparatus for the purification of methane rich gas streams
US20100147022A1 (en) * 2005-09-15 2010-06-17 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
CA2536075C (en) * 2006-01-31 2011-03-22 Expansion Power Inc. Method of conditioning natural gas in preparation for storage
JP2008002742A (ja) * 2006-06-21 2008-01-10 Daikin Ind Ltd 冷凍装置
CN100441990C (zh) * 2006-08-03 2008-12-10 西安交通大学 利用空分制冷系统的小型天然气液化装置
DE102006039616B3 (de) * 2006-08-24 2008-04-03 Eberhard Otten Verfahren und Vorrichtung zur Speicherung von Brenngas, insbesondere Erdgas
US20080128029A1 (en) * 2006-12-05 2008-06-05 Walter T. Gorman Llc Method, system and computer product for ensuring backup generator fuel availability
CA2572932C (en) * 2006-12-14 2015-01-20 Jose Lourenco Method to pre-heat natural gas at gas pressure reduction stations
US7637112B2 (en) * 2006-12-14 2009-12-29 Uop Llc Heat exchanger design for natural gas liquefaction
WO2008091317A2 (en) * 2007-01-19 2008-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
US8616021B2 (en) * 2007-05-03 2013-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
US20080307827A1 (en) * 2007-06-11 2008-12-18 Hino Yuuko Method of refining natural gas and natural gas refining system
EP2185877B1 (en) * 2007-08-24 2021-01-20 ExxonMobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process and system
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8061413B2 (en) * 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US9574713B2 (en) * 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8555672B2 (en) * 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
US20100205979A1 (en) * 2007-11-30 2010-08-19 Gentry Mark C Integrated LNG Re-Gasification Apparatus
US20090145167A1 (en) * 2007-12-06 2009-06-11 Battelle Energy Alliance, Llc Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents
US8438874B2 (en) * 2008-01-23 2013-05-14 Hitachi, Ltd. Natural gas liquefaction plant and motive power supply equipment for same
CN101255946B (zh) * 2008-03-14 2011-11-30 罗东晓 一种调压站内天然气热值自平衡方法及其装置
CN101338964B (zh) * 2008-08-14 2010-06-02 苏州制氧机有限责任公司 天然气液化装置及液化流程
WO2010023238A1 (en) * 2008-08-29 2010-03-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
JP5214407B2 (ja) * 2008-11-06 2013-06-19 株式会社奈良機械製作所 粉粒体の熱交換装置及びその製造方法
EP2364413B1 (en) * 2008-11-10 2016-06-15 1304338 Alberta Ltd Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng
CN101487656B (zh) * 2009-02-11 2010-12-01 王有良 一种液化气体中液体杂质的液相分离方法
WO2010123598A1 (en) 2009-04-20 2010-10-28 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
DE102009020138B3 (de) * 2009-05-06 2010-12-02 Institut für Luft- und Kältetechnik gGmbH Verfahren zur Speicherung von Wasserstoff und Speicher für Wasserstoff
US8631858B2 (en) * 2009-06-16 2014-01-21 Uop Llc Self cooling heat exchanger with channels having an expansion device
US8118086B2 (en) 2009-06-16 2012-02-21 Uop Llc Efficient self cooling heat exchanger
US20100313598A1 (en) * 2009-06-16 2010-12-16 Daly Phillip F Separation of a Fluid Mixture Using Self-Cooling of the Mixture
US8122946B2 (en) 2009-06-16 2012-02-28 Uop Llc Heat exchanger with multiple channels and insulating channels
JP5791609B2 (ja) * 2009-09-09 2015-10-07 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
CA2786574C (en) 2010-01-22 2016-06-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
CA2786498C (en) 2010-02-03 2018-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
US8672621B2 (en) * 2010-02-19 2014-03-18 Dresser-Rand Company Welded structural flats on cases to eliminate nozzles
WO2011119242A2 (en) 2010-03-24 2011-09-29 Dresser-Rand Company Press-fitting corrosion resistant liners in nozzles and casings
GB201007196D0 (en) * 2010-04-30 2010-06-16 Compactgtl Plc Gas-to-liquid technology
IT1401425B1 (it) * 2010-06-24 2013-07-26 Nuovo Pignone Spa Turboespansore e metodo per usare palette direttrici di ingresso mobili all'ingresso di un compressore
FR2962201B1 (fr) * 2010-07-02 2014-02-28 France Etat Echangeur de chaleur a tubes d'alimentation et de retour internes
EP2598817A4 (en) 2010-07-30 2018-07-25 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CN101975335B (zh) * 2010-09-26 2012-08-22 上海交通大学 液化天然气汽车加气站蒸发气体的再液化装置
KR101115465B1 (ko) * 2010-10-29 2012-02-27 대우조선해양 주식회사 액화천연가스의 생산 장치
US20130219955A1 (en) * 2010-10-15 2013-08-29 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same
DE102010042504A1 (de) * 2010-10-15 2012-04-19 Behr Gmbh & Co. Kg Wärmetauscher
CN103348175A (zh) * 2011-02-02 2013-10-09 奥斯康普系统股份有限公司 使用温度致动阀调节物质流的设备和方法
CA2763081C (en) 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
GB2503731A (en) * 2012-07-06 2014-01-08 Highview Entpr Ltd Cryogenic energy storage and liquefaction process
CA2787746C (en) * 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
DE102013012606B4 (de) * 2013-02-19 2015-08-06 CRYOTEC Anlagenbau GmbH Modulare verfahrenstechnische Anlage, insbesondere Luftzerlegungsanlage mit einer Vielzahl von Anlagenkomponenten
US20140260251A1 (en) * 2013-03-13 2014-09-18 Apache Corporation Combined Heat and Power Technology for Natural Gas Liquefaction Plants
EP2789956A1 (en) * 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
EP2789957A1 (en) * 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
CN103234793B (zh) * 2013-04-19 2015-05-27 眉山麦克在线设备有限公司 一种蒸汽换热装置在线分析样品预处理系统
CN103521487A (zh) * 2013-04-26 2014-01-22 洛阳新奥华油燃气有限公司 一种lng槽车卸车前吹扫的方法
US20150033792A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and integrated process for liquid natural gas production
KR101361001B1 (ko) 2013-08-05 2014-02-12 고등기술연구원연구조합 천연가스 액화 시스템의 정지 방법
CN103409188B (zh) * 2013-08-05 2014-07-09 中国石油集团工程设计有限责任公司 一种天然气液化过程中脱除重烃的工艺装置及方法
CN103497804B (zh) * 2013-10-09 2015-08-26 重庆耐德工业股份有限公司 一种低温毛细凝聚脱出天然气中重烃的方法
EP2869415A1 (en) * 2013-11-04 2015-05-06 Shell International Research Maatschappij B.V. Modular hydrocarbon fluid processing assembly, and methods of deploying and relocating such assembly
US10139158B2 (en) 2013-12-06 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9869511B2 (en) 2013-12-06 2018-01-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
AU2014357669B2 (en) 2013-12-06 2017-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
CA2925404C (en) 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9964034B2 (en) * 2014-04-09 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for producing a fuel gas stream
JP6711814B2 (ja) 2014-04-11 2020-06-17 ブリストル， インコーポレイテッド， ディー／ビー／エー リモート オートメイション ソリューションズ 水及び蒸気のための噴射流量制御装置
US10288347B2 (en) 2014-08-15 2019-05-14 1304338 Alberta Ltd. Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
CN104565809B (zh) * 2015-01-16 2016-07-06 成都深冷液化设备股份有限公司 一种cng加气及cng液化加气组合装置
CA2972796C (en) 2015-02-27 2019-08-13 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
WO2017045055A1 (en) 2015-09-16 2017-03-23 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
EP3144616A1 (en) * 2015-09-18 2017-03-22 General Electric Technology GmbH Cryogenic unit and method for operating a cryogenic unit
AU2016323618B2 (en) 2015-09-18 2019-06-13 Exxonmobil Upsteam Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
CA2998466C (en) 2015-09-24 2021-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
KR102140629B1 (ko) * 2015-11-09 2020-08-03 벡텔 하이드로카본 테크놀로지 솔루션즈, 인코포레이티드 다단식 냉각을 위한 시스템들 및 방법들
BR112018011026A2 (pt) * 2015-12-03 2018-11-21 Shell Int Research ?método e sistema para liquefazer uma corrente contaminada de gás que contém hidrocarbonetos?
US20180259251A1 (en) * 2015-12-03 2018-09-13 Shell Oil Company Method of removing co2 from a contaminated hydrocarbon stream
GB201601878D0 (en) 2016-02-02 2016-03-16 Highview Entpr Ltd Improvements in power recovery
CN105627693B (zh) * 2016-03-11 2019-03-01 重庆耐德能源装备集成有限公司 一种天然气的处理装置及方法
CN105627694B (zh) * 2016-03-14 2017-08-22 江苏德邦工程有限公司 Lng加气站bog压缩液化回收系统及方法
CA3024545C (en) 2016-03-30 2020-08-25 Exxonmobile Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US10465984B2 (en) * 2017-01-23 2019-11-05 Hall Labs Llc Circulating fluidized bed connected to a desublimating heat exchanger
WO2018165712A1 (en) * 2017-03-14 2018-09-20 Woodside Energy Technologies Pty Ltd A containerised lng liquefaction unit and associated method of producing lng
KR101957321B1 (ko) * 2017-07-31 2019-03-12 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템
PL3685113T4 (pl) 2017-09-19 2023-02-27 Ecolab Usa Inc. Sposób monitorowania i regulacji wody chłodzącej
CN107670322B (zh) * 2017-10-19 2019-09-13 安徽海蓝生物科技有限公司 一种化工产品加工用过滤结晶装置
US11668535B2 (en) 2017-11-10 2023-06-06 Ecolab Usa Inc. Cooling water monitoring and control system
CN108709367A (zh) * 2018-05-22 2018-10-26 中石化宁波工程有限公司 一种二氧化碳的液化装置及使用方法
US20190368821A1 (en) * 2018-06-04 2019-12-05 Saudi Arabian Oil Company Heat transfer apparatuses for oil and gas applications
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
EP3594596A1 (de) * 2018-07-13 2020-01-15 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum betreiben eines wärmeübertragers, anordnung mit inem wärmeübertrager und luftbearbeitungsanlage mit einer entsprechenden anordnung
IT201800009221A1 (it) * 2018-10-05 2020-04-05 Graf Spa Stazione di servizio per mezzi di trasporto
CN115127303A (zh) 2018-10-09 2022-09-30 查特能源化工股份有限公司 具有混合制冷剂冷却的脱氢分离装置和方法
US20210148632A1 (en) 2018-10-09 2021-05-20 Chart Energy & Chemicals, Inc. Dehydrogenation Separation Unit with Mixed Refrigerant Cooling
CN109000429B (zh) * 2018-10-15 2020-12-25 聊城市鲁西化工工程设计有限责任公司 一种二氧化碳液化装置及工艺
US20200141637A1 (en) * 2018-11-07 2020-05-07 L'Air Liquide, Société Anonyme pour I'Etude et I'Exploitation des Procédés Georges Claude Integration of hydrogen liquefaction with gas processing units
US10773762B1 (en) 2018-12-28 2020-09-15 Ironman FFB, LLC Forward facing vehicle transport apparatus
US10773631B1 (en) 2018-12-28 2020-09-15 Ironman FFB, LLC Forward facing vehicle transport and return transport vehicle combination
RU2747921C2 (ru) * 2019-03-18 2021-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Установка для редуцирования газа и выработки постоянного количества спг
US20210063083A1 (en) * 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
US11911732B2 (en) 2020-04-03 2024-02-27 Nublu Innovations, Llc Oilfield deep well processing and injection facility and methods
US11067335B1 (en) 2020-08-26 2021-07-20 Next Carbon Soiittions, Llc Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production
US20220065160A1 (en) * 2020-08-26 2022-03-03 ND Global Solutions, LLC Liquid natural gas processing with hydrogen production
US11112174B1 (en) 2020-08-26 2021-09-07 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production
US11161076B1 (en) 2020-08-26 2021-11-02 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities, and processes of liquid natural gas processing for power generation
US11560984B2 (en) 2021-03-24 2023-01-24 Next Carbon Solutions, Llc Processes, apparatuses, and systems for capturing pigging and blowdown emissions in natural gas pipelines
CN113352979A (zh) * 2021-06-25 2021-09-07 中车齐齐哈尔车辆有限公司 溢流系统、储罐系统以及罐车
FR3127557B1 (fr) * 2021-09-28 2024-01-26 Cryo Pur Procédé de givrage du dioxyde de carbone contenu dans du méthane liquide
US11865494B2 (en) 2021-11-22 2024-01-09 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for bio fermentation based facilities
US11484825B1 (en) 2021-12-20 2022-11-01 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for carbon capture optimization in industrial facilities
US11911790B2 (en) 2022-02-25 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Applying corrosion inhibitor within tubulars
CN114570101B (zh) * 2022-02-28 2023-04-04 江西省巴斯夫生物科技有限公司 一种天然维生素e过滤装置
US11725858B1 (en) 2022-03-08 2023-08-15 Bechtel Energy Technologies & Solutions, Inc. Systems and methods for regenerative ejector-based cooling cycles
US11852376B2 (en) 2022-03-15 2023-12-26 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for CO2 capture/sequestration and direct air capture
US11959637B2 (en) 2022-04-06 2024-04-16 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for CO2 post combustion capture incorporated at a data center

Family Cites Families (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US336173A (en) 1886-02-16 Teleph one-transmitter
US1222801A (en) * 1916-08-22 1917-04-17 Rudolph R Rosenbaum Apparatus for dephlegmation.
US2209534A (en) 1937-10-06 1940-07-30 Standard Oil Dev Co Method for producing gas wells
US2494120A (en) 1947-09-23 1950-01-10 Phillips Petroleum Co Expansion refrigeration system and method
US3168136A (en) * 1955-03-17 1965-02-02 Babcock & Wilcox Co Shell and tube-type heat exchanger
US2937503A (en) 1955-09-19 1960-05-24 Nat Tank Co Turbo-expander-compressor units
US2900797A (en) 1956-05-25 1959-08-25 Kurata Fred Separation of normally gaseous acidic components and methane
NL261940A (ru) * 1960-03-09 1900-01-01
US3193468A (en) * 1960-07-12 1965-07-06 Babcock & Wilcox Co Boiling coolant nuclear reactor system
NL283490A (ru) 1961-09-22 1900-01-01
NL291145A (ru) * 1962-04-05
NL291876A (ru) * 1962-05-28 1900-01-01
GB975628A (en) * 1963-09-26 1964-11-18 Conch Int Methane Ltd Process for the recovery of hydrogen from industrial gases
US3349020A (en) * 1964-01-08 1967-10-24 Conch Int Methane Ltd Low temperature electrophoretic liquified gas separation
GB1011453A (en) * 1964-01-23 1965-12-01 Conch Int Methane Ltd Process for liquefying natural gas
US3292380A (en) 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
US3323315A (en) 1964-07-15 1967-06-06 Conch Int Methane Ltd Gas liquefaction employing an evaporating and gas expansion refrigerant cycles
US3376709A (en) * 1965-07-14 1968-04-09 Frank H. Dickey Separation of acid gases from natural gas by solidification
US3448587A (en) * 1966-07-11 1969-06-10 Phillips Petroleum Co Concentration of high gas content liquids
US3487652A (en) * 1966-08-22 1970-01-06 Phillips Petroleum Co Crystal separation and purification
CA874245A (en) 1967-01-31 1971-06-29 Canadian Liquid Air Natural gas liquefaction process
US3416324A (en) * 1967-06-12 1968-12-17 Judson S. Swearingen Liquefaction of a gaseous mixture employing work expanded gaseous mixture as refrigerant
US3422887A (en) * 1967-06-19 1969-01-21 Graham Mfg Co Inc Condenser for distillation column
US3503220A (en) * 1967-07-27 1970-03-31 Chicago Bridge & Iron Co Expander cycle for natural gas liquefication with split feed stream
DE1551612B1 (de) 1967-12-27 1970-06-18 Messer Griesheim Gmbh Verfluessigungsverfahren fuer Gasgemische mittels fraktionierter Kondensation
US3548606A (en) * 1968-07-08 1970-12-22 Phillips Petroleum Co Serial incremental refrigerant expansion for gas liquefaction
US3677019A (en) * 1969-08-01 1972-07-18 Union Carbide Corp Gas liquefaction process and apparatus
US3628340A (en) 1969-11-13 1971-12-21 Hydrocarbon Research Inc Process for cryogenic purification of hydrogen
US3724225A (en) * 1970-02-25 1973-04-03 Exxon Research Engineering Co Separation of carbon dioxide from a natural gas stream
US3735600A (en) 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
CA976092A (en) * 1971-07-02 1975-10-14 Chevron Research And Technology Company Method of concentrating a slurry containing a solid particulate component
US4128410A (en) 1974-02-25 1978-12-05 Gulf Oil Corporation Natural gas treatment
US4001116A (en) * 1975-03-05 1977-01-04 Chicago Bridge & Iron Company Gravitational separation of solids from liquefied natural gas
US4187689A (en) 1978-09-13 1980-02-12 Chicago Bridge & Iron Company Apparatus for reliquefying boil-off natural gas from a storage tank
DE2852078A1 (de) 1978-12-01 1980-06-12 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum abkuehlen von erdgas
US4318723A (en) 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
FR2471567B1 (fr) 1979-12-12 1986-11-28 Technip Cie Procede et systeme de refrigeration d'un fluide a refroidir a basse temperature
SE441302B (sv) * 1980-05-27 1985-09-23 Euroheat Ab Trekretsvermevexlare med spirallindade ror i en stapel
NL8004805A (nl) * 1980-08-26 1982-04-01 Bronswerk Ketel Apparatenbouw Warmtewisselaar voor een gasvormig en een vloeibaar medium.
IT1137281B (it) 1981-07-07 1986-09-03 Snam Progetti Metodo per il recupero di condensati da gas naturale
US4611655A (en) * 1983-01-05 1986-09-16 Power Shaft Engine, Limited Partnership Heat exchanger
DE3302304A1 (de) * 1983-01-25 1984-07-26 Borsig Gmbh, 1000 Berlin Waermetauscher zum kuehlen von heissen gasen, insbesondere aus der ammoniak-synthese
US4654522A (en) 1983-09-22 1987-03-31 Cts Corporation Miniature position encoder with radially non-aligned light emitters and detectors
US4609390A (en) 1984-05-14 1986-09-02 Wilson Richard A Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction
GB2175685B (en) * 1985-05-30 1989-07-05 Aisin Seiki Heat exchange arrangements.
DE3770824D1 (de) 1986-08-06 1991-07-18 Linde Ag Verfahren zum abtrennen hoeherer kohlenwasserstoffe aus einem gasgemisch.
NL8700698A (nl) * 1987-03-25 1988-10-17 Bb Romico B V I O Roterende deeltjesscheider.
US4846862A (en) 1988-09-06 1989-07-11 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US4970867A (en) 1989-08-21 1990-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5375422A (en) 1991-04-09 1994-12-27 Butts; Rayburn C. High efficiency nitrogen rejection unit
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5379832A (en) * 1992-02-18 1995-01-10 Aqua Systems, Inc. Shell and coil heat exchanger
JP2679930B2 (ja) * 1993-02-10 1997-11-19 昇 丸山 温水供給装置
US5414188A (en) 1993-05-05 1995-05-09 Ha; Bao Method and apparatus for the separation of C4 hydrocarbons from gaseous mixtures containing the same
US5327730A (en) * 1993-05-12 1994-07-12 American Gas & Technology, Inc. Method and apparatus for liquifying natural gas for fuel for vehicles and fuel tank for use therewith
US5505232A (en) 1993-10-20 1996-04-09 Cryofuel Systems, Inc. Integrated refueling system for vehicles
FR2711779B1 (fr) 1993-10-26 1995-12-08 Air Liquide Procédé et installation de purification cryogénique d'hydrogène.
US5390499A (en) 1993-10-27 1995-02-21 Liquid Carbonic Corporation Process to increase natural gas methane content
US5450728A (en) 1993-11-30 1995-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of volatile organic compounds from gas streams
US5615738A (en) * 1994-06-29 1997-04-01 Cecebe Technologies Inc. Internal bypass valve for a heat exchanger
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
DE4440401A1 (de) 1994-11-11 1996-05-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
FR2733823B1 (fr) * 1995-05-04 1997-08-01 Packinox Sa Echangeur thermique a plaques
US5537827A (en) 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
US5655388A (en) 1995-07-27 1997-08-12 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing high pressure gaseous oxygen and liquid product
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
RU2141084C1 (ru) 1995-10-05 1999-11-10 Би Эйч Пи Петролеум ПТИ. Лтд. Установка для сжижения
FR2739916B1 (fr) 1995-10-11 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction et de traitement d'un gaz naturel
US5600969A (en) 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
US5836173A (en) * 1997-05-01 1998-11-17 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquid
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US5799505A (en) * 1997-07-28 1998-09-01 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquefied industrial gas
EP1062466B1 (en) 1997-12-16 2012-07-25 Battelle Energy Alliance, LLC Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity
DZ2527A1 (fr) * 1997-12-19 2003-02-01 Exxon Production Research Co Pièces conteneurs et canalisations de traitement aptes à contenir et transporter des fluides à des températures cryogéniques.
FR2775512B1 (fr) 1998-03-02 2000-04-14 Air Liquide Poste et procede de distribution d'un gaz detendu
US5983665A (en) 1998-03-03 1999-11-16 Air Products And Chemicals, Inc. Production of refrigerated liquid methane
TW477890B (en) 1998-05-21 2002-03-01 Shell Int Research Method of liquefying a stream enriched in methane
US6085546A (en) 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
US6085547A (en) 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Simple method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
EA002780B1 (ru) 1998-10-16 2002-08-29 Трансланг Текнолоджиз Лтд. Способ и устройство для разделения компонентов газовых смесей и сжижения газа
TW421704B (en) 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6138746A (en) * 1999-02-24 2000-10-31 Baltimore Aircoil Company, Inc. Cooling coil for a thermal storage tower
US6131407A (en) 1999-03-04 2000-10-17 Wissolik; Robert Natural gas letdown liquefaction system
US6131395A (en) * 1999-03-24 2000-10-17 Lockheed Martin Corporation Propellant densification apparatus and method
US6400896B1 (en) 1999-07-02 2002-06-04 Trexco, Llc Phase change material heat exchanger with heat energy transfer elements extending through the phase change material
US6220052B1 (en) 1999-08-17 2001-04-24 Liberty Fuels, Inc. Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use
US6354105B1 (en) 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components
MY122625A (en) * 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
FR2803851B1 (fr) * 2000-01-19 2006-09-29 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
US6382310B1 (en) 2000-08-15 2002-05-07 American Standard International Inc. Stepped heat exchanger coils
JP3407722B2 (ja) 2000-09-01 2003-05-19 川崎重工業株式会社 組合せ型熱交換器
US6367286B1 (en) 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
US6484533B1 (en) 2000-11-02 2002-11-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for the production of a liquid cryogen
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
DE10128287A1 (de) * 2001-06-12 2002-12-19 Kloeckner Haensel Proc Gmbh Kocher
CN1623074A (zh) * 2002-01-18 2005-06-01 哥廷理工大学 通过除去可凝固固体生产液化天然气的方法和装置

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2634653C1 (ru) * 2016-12-28 2017-11-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Способ очистки природного газа от тяжелых углеводородов
RU2692614C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа
RU2692610C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка получения сжиженного природного газа
RU2692584C1 (ru) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для производства сжиженного природного газа
RU2699872C1 (ru) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Установка по производству сжиженного природного газа
RU2748413C2 (ru) * 2019-05-07 2021-05-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
EP1478874A4 (en) 2007-09-12
CL2004001541A1 (es) 2005-04-29
EP1867939A2 (en) 2007-12-19
CN1615415A (zh) 2005-05-11
ES2688165T3 (es) 2018-10-31
MXPA04006605A (es) 2004-10-04
US6581409B2 (en) 2003-06-24
JP2009150646A (ja) 2009-07-09
NZ533794A (en) 2006-12-22
BR0215515A (pt) 2004-12-21
ES2628502T3 (es) 2017-08-03
EA200400811A1 (ru) 2004-12-30
NZ550201A (en) 2008-07-31
WO2003072991A1 (en) 2003-09-04
CL2007003576A1 (es) 2008-05-30
CA2473185C (en) 2009-07-07
CO5590980A2 (es) 2005-12-30
JP5600249B2 (ja) 2014-10-01
ZA200404910B (en) 2005-03-30
EP1867939A3 (en) 2016-03-09
EP1867940A3 (en) 2016-03-09
CL2009000616A1 (es) 2009-09-11
PL206099B1 (pl) 2010-06-30
EP1867939B8 (en) 2017-08-09
JP2005519153A (ja) 2005-06-30
US20030192343A1 (en) 2003-10-16
AU2002346035A1 (en) 2003-09-09
US20030196452A1 (en) 2003-10-23
EP1478874A1 (en) 2004-11-24
PL369726A1 (en) 2005-05-02
US20020174678A1 (en) 2002-11-28
ECSP045189A (es) 2005-01-03
US6962061B2 (en) 2005-11-08
JP5761895B2 (ja) 2015-08-12
CN1293341C (zh) 2007-01-03
JP2009263674A (ja) 2009-11-12
KR100819722B1 (ko) 2008-04-07
AU2002346035B2 (en) 2008-04-24
KR20040086270A (ko) 2004-10-08
CA2473185A1 (en) 2003-09-04
EP1478874B1 (en) 2018-08-01
US6886362B2 (en) 2005-05-03
EP1867940A2 (en) 2007-12-19
EP1867939B1 (en) 2017-05-17
HK1078120A1 (en) 2006-03-03
BR0215515B1 (pt) 2014-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA006270B1 (ru) Устройство для сжижения природного газа и способ производства сжиженного природного газа
US7219512B1 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7591150B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7637122B2 (en) Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070107465A1 (en) Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
CA2607866C (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
AU2008201465B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
AU2008201463B8 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
NZ550202A (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM KZ RU