EA014193B1 - Способ ожижения потока природного газа - Google Patents
Способ ожижения потока природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA014193B1 EA014193B1 EA200702213A EA200702213A EA014193B1 EA 014193 B1 EA014193 B1 EA 014193B1 EA 200702213 A EA200702213 A EA 200702213A EA 200702213 A EA200702213 A EA 200702213A EA 014193 B1 EA014193 B1 EA 014193B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- pressure
- bar
- natural gas
- gas
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 13
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- -1 H 2 O Chemical class 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0235—Heat exchange integration
- F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
- F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0035—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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
- F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
- F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
- F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- 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
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу ожижения потока природного газа, в котором поток исходного сырья, содержащего природный газ, подают в детандер при давлении 30-80 бар для его расширения с получением потока сырья с давлением <35 бар; полученный поток подают в сепаратор газ/жидкость для разделения на поток пара и поток жидкости, где поток пара обогащен метаном, а поток жидкости обеднен метаном. Давление потока пара увеличивают до давления, равного по меньшей мере 70 бар, и компримированный поток пара сжижают до получения потока сжиженного природного газа.
Description
Настоящее изобретение относится к способу ожижения потока природного газа.
Уровень техники
Известно несколько способов ожижения потока природного газа с получением, таким образом, сжиженного природного газа (СПГ). Поток природного газа желательно ожижать по нескольким причинам. В качестве примера можно упомянуть то, что природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в виде газа, поскольку он будет занимать меньший объем и не потребует при хранении наличия высоких давлений.
Примеры известных способов ожижения газа описываются, например, в документах И8 6272882 и ΌΕ 10226597 А1.
По фиг. 1 из ΌΕ 10226597 А1 поток природного газа, характеризующийся давлением 70-100 бар, подвергают расширению (детандер X) до получения диапазона давления 40-70 бар, охлаждению (теплообменник Е1) и подают его в колонну тяжелых углеводородов (КТУ) (Т1). С2-обогащенную фракцию, отбираемую из верха колонны КТУ, дополнительно охлаждают (Е2) и подают в последующую колонну (Ό). Верхний поток из данной последующей колонны (Ό) компримируют (V) до давления в диапазоне 50100 бар, а после этого ожижают.
Проблема способа в ΌΕ 10226597 заключается в его излишней сложности. Дополнительная проблема вышеупомянутого способа заключается в том, что степень извлечения соединений, более тяжелых, чем метан (в частности, пропана и бутана), недостаточна.
Цель настоящего изобретения заключается в сведении роли вышеупомянутых проблем к минимуму.
Дополнительная цель настоящего изобретения заключается в увеличении степени извлечения соединений, более тяжелых, чем метан, в частности пропана.
Еще одна дополнительная цель настоящего изобретения заключается в предложении альтернативного способа ожижения потока природного газа.
Раскрытие сущности изобретения
В соответствии с настоящим изобретением одна или несколько вышеупомянутых целей достигаются при помощи способа ожижения потока природного газа, который включает стадии:
(a) подачи потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 30-80 бар в детандер для его расширения;
(b) расширения потока исходного сырья стадии (а) с получением потока сырья, характеризующегося давлением < (меньшим чем) 35 бар;
(c) подачи подвергнутого расширению на стадии (Ь) потока сырья в сепаратор газ/жидкость;
(б) разделения подвергнутого расширению потока сырья в сепараторе газ/жидкость на поток пара и поток жидкости, в которых поток пара обогащен метаном, а поток жидкости обеднен метаном;
(е) увеличения давления потока пара, полученного на стадии (б), до давления, равного по меньшей мере 70 бар, предпочтительно по меньшей мере 84 бар;
(1) ожижения компримированного потока пара, полученного на стадии (е), с получением, таким образом, потока сжиженного природного газа;
где давление потока исходного сырья, полученного на стадии (а), не увеличивают вплоть до увеличения давления на стадии (е) за счет сжатия потока пара с получением компримированного потока.
При реализации способа была обнаружена возможность достижения значительно повышенной степени извлечения соединений, более тяжелых, чем метан. Важное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что данная задача решается при помощи осуществления достаточно простого способа. Дополнительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что увеличенная степень получения сжиженного природного газа может быть достигнута при использовании заданной мощности на охлаждение. Таким образом, для заданной мощности на охлаждение (например, при использованной заданной компоновке, включающей один или несколько криогенных теплообменников, компрессоров и тому подобного) способ, соответствующий настоящему изобретению, приводит к получению большего количества СПГ в сопоставлении с тем, что имеет место в известном способе. Была обнаружена возможность увеличения в соответствии с настоящим изобретением количества продукта СПГ, доходящего до 20%, при одновременном сохранении мощности на охлаждение на постоянном уровне.
Поток природного газа может представлять собой любой подходящий для использования ожижаемый газовый поток, но обычно его получают из коллекторов природного газа или нефти. В качестве альтернативного варианта природный газ также можно получить и из другого источника, также включающего и источник, использующий синтез, такой как способ Фишера-Тропша.
Обычно поток природного газа состоит, по существу, из метана. Предпочтительно поток исходного сырья содержит по меньшей мере 60 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере 80 мол.%, наиболее предпочтительно поток исходного сырья содержит по меньшей мере 90 мол.% метана.
В зависимости от источника природный газ может содержать различные количества углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа также может содержать и неуглеводороды, такие как Н2О, Ν2, СО2, Н2§ и другие серосодержащие соединения и тому подобное.
- 1 014193
При желании поток исходного сырья, содержащий природный газ, можно подвергнуть предварительной обработке до проведения его расширения и подачи в сепаратор газ/жидкость. Данная предварительная обработка может включать удаление нежелательных компонентов, таких как СО2 и Н28, или другие стадии, такие как предварительное охлаждение, предварительное компримирование и тому подобное. Поскольку данные стадии хорошо известны специалисту в соответствующей области техники, в настоящем документе они дополнительно обсуждаться не будут.
Сепаратор газ/жидкость может представлять собой любое устройство для получения потока пара и потока жидкости, такое как скруббер, ректификационная колонна и тому подобное. При желании могут присутствовать два или более сепаратора газ/жидкость.
Специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что увеличение давления потока пара можно осуществлять различным образом при том условии, что будет получено давление, равное по меньшей мере 70, предпочтительно по меньшей мере 84 бар.
Кроме того, предпочтительно специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что ожижение компримированного потока пара можно проводить различным образом, например при использовании одного или нескольких криогенных теплообменников.
Кроме того, специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что после ожижения ожиженный природный газ при желании можно подвергать дополнительной обработке. В качестве примера можно упомянуть то, что полученный СПГ можно декомпримировать при использовании клапана Джоуля-Томсона или при использовании криогенного турбодетандера. Кроме того, в промежутке между разделением газа/жидкости и ожижением могут быть проведены и дополнительные промежуточные стадии обработки.
Предпочтительно на стадии (е) давление увеличивают по меньшей мере до 86 бар, предпочтительно по меньшей мере 90 бар. Благодаря этому количество продукта СПГ может быть увеличено. В результате использования относительно высокого давления поток пара может стать сверхкритическим в зависимости от преобладающего давления и состава соответствующего потока пара. Предпочтительно поток пара является сверхкритическим, поскольку это позволяет избежать возникновения фазовых переходов в процессе ожижения.
Кроме того, предпочтительно, чтобы поток пара, полученный на стадии (Ь), характеризовался бы уровнем С5 + содержания, меньшим 0,5 мол.%, предпочтительно меньшим 0,1 мол.%. Это сведет к минимуму проблемы при эксплуатации ожижающей установки, располагаемой на технологической схеме далее. Под уровнем С5 + содержания подразумевается уровень содержания углеводородных компонентов, содержащих пять или более атомов углерода.
В соответствии с предпочтительным вариантом реализации давление на стадии (е) увеличивают в результате компримирования потока пара в компрессоре с получением, таким образом, компримированного потока. С этой целью можно использовать один или несколько компрессоров.
Кроме того, предпочитается, чтобы поток пара, полученный на стадии (е), охлаждали бы, например, в теплообменнике, использующем теплоноситель с температурой окружающей среды. Кроме того, предпочитается, чтобы теплообмен для компримированного потока проводили бы при использовании потока пара, полученного на стадии (й).
В соответствии с особенно предпочтительным вариантом реализации способа, соответствующего настоящему изобретению, детандер для расширения потока исходного сырья на стадии (Ь) функционально сочленяют с компрессором для компримирования потока пара. В результате мощность, генерируемую в детандере, используют, по меньшей мере, частично для приведения в действие компрессора, с которым его функционально сочленяют. Таким образом, детандер и компрессор образуют так называемую схему компрессор-детандер, в результате чего потребление энергии в способе в целом сводится к минимуму. Поскольку специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что подразумевается под схемой компрессор-детандер, в настоящем документе это дополнительно обсуждаться не будет.
В дополнительном аспекте настоящее изобретение относится к продукту СПГ, полученному по способу, соответствующему настоящему изобретению, в частности, к ожиженному метану.
Для полноты раскрытия изобретения описана установка, в которой осуществляют заявленный способ, включающая устройство для получения потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 3080 бар;
детандер для расширения потока исходного сырья с получением, таким образом, подвергнутого расширению потока исходного сырья, характеризующегося давлением <35 бар;
сепаратор газ/жидкость для разделения подвергнутого расширению потока исходного сырья на поток пара и поток жидкости, при этом в сопоставлении с потоком исходного сырья поток пара обогащен метаном, и в сопоставлении с потоком исходного сырья поток жидкости метаном обеднен;
компримирующую установку для увеличения давления потока пара, полученного в сепараторе газ/ жидкость, до давления, равного по меньшей мере 70, предпочтительно по меньшей мере 84 бар; и ожижающую установку для ожижения потока пара, характеризующегося давлением, равным по
- 2 014193 меньшей мере 70, предпочтительно по меньшей мере 84 бар, при этом ожижающая установка включает по меньшей мере один криогенный теплообменник компрессор, теплообменник для проведения теплообмена для отходящего потока из компрессора при использовании потока пара, полученного в сепараторе газ/жидкость, детандер для расширения потока исходного сырья. При этом компрессор и детандер функционально сочленяют с получением, таким образом, так называемой схемы компрессор-детандер.
К данной заявке прилагаются фиг. 1, демонстрирующая схематическую технологическую схему, соответствующую одному варианту реализации настоящего изобретения; и фиг. 2 со схематической технологической схемой, соответствующей еще одному варианту реализации настоящего изобретения.
Для целей данного описания один номер позиции будет относиться к линии, а также к потоку, переносимому по данной линии. Одни и те же номера позиций обозначают подобные компоненты.
Фиг. 1 схематически демонстрирует способ отгрузки сжиженного природного газа (СПГ) с регламентируемым режимом эксплуатации и аппаратуру (в общем случае обозначаемую номером позиции 1) для его реализации. Поток исходного сырья 10, содержащий природный газ, после расширения в детандере 12 подают в сепаратор газ/жидкость 31 при определенных входном давлении и входной температуре. Обычно давление потока 10 будет находиться в диапазоне от 30 до 80 бар (предпочтительно >60 бар и <70 бар), а температура будет близка к температуре окружающей среды, обычно находясь в диапазоне от 5 до 50°С.
При желании поток исходного сырья 10 перед его подачей в детандер 12 можно подвергнуть предварительной обработке. В качестве примера можно упомянуть то, что поток исходного сырья 10 можно предварительно охладить при использовании хладагента в теплообменнике (не показан) или в последовательности теплообменников, например, включающей два или более теплообменника, функционирующих при различных уровнях давления хладагента.
Расширение в детандере 12 выбирают с целью получения частично сконденсированного подвергнутого расширению потока исходного сырья 25. Кроме того, расширение в детандере 12 выбирают с целью оптимизации последующей стадии разделения в сепараторе 31.
Подвергнутый расширению поток 25 подают в сепаратор газ/жидкость 31. Там поток исходного сырья в линии 25 разделяют на верхний поток пара 40 и нижний поток жидкости 30. В сопоставлении с подвергнутым расширению потоком исходного сырья 25 верхний поток 40 обогащен метаном (а обычно также и этаном).
Нижний поток 30 в общем случае представляет собой жидкость и обычно содержит определенные компоненты, которые могут быть заморожены при воздействии на них температуры, при которой метан ожижается. Сепаратор 31 может представлять собой сепараторную емкость или ректификационную колонну, такую как скрубберная колонна, в зависимости от разделения, необходимого для удаления из потока исходного сырья замораживаемых компонентов. Обычно замораживаемыми компонентами являются СО2, Н2§ и углеводородные компоненты, характеризующиеся молекулярной массой пентана или более высокой. Данные замораживаемые компоненты также можно, по меньшей мере, частично удалить из потока исходного сырья до его поступления в сепаратор 31.
Нижний поток 30 также может содержать углеводороды, которые отдельно можно подвергнуть обработке для получения продуктов из категории сжиженного нефтяного газа (СНГ).
Обычно нижний поток 30 подвергают воздействию одной или нескольких стадий фракционирования для сбора различных жидких продуктов, получаемых из природного газа. Верхний поток 40 компримируют при помощи компрессора 52 с получением, таким образом, компримированного потока.
Компримированный поток выпускают в линию 65 при давлении, превышающем 70, предпочтительно превышающем 84 бар. Увеличение давления на данной стадии компримирования выбирают в диапазоне от 30 до 150 бар в зависимости от вариантов выбора, соответственно, давления разделения и давления ожижения.
Часть тепла, подведенного в ходе проведения данной стадии компримирования, отводят от потока 65 при использовании окружающей среды, например при использовании воздушного холодильника 61 или водяного холодильника. Получающийся в результате поток, охлажденный при использовании теплоносителя с температурой окружающей среды, 75 после этого дополнительно охлаждают на одной или нескольких стадиях внешнего охлаждения. Сюда можно включить стадию предварительного охлаждения, в настоящем документе обозначаемую теплообменником 81. Вместо этого может быть использована последовательность последующих теплообменников.
Подвергнутый предварительному охлаждению поток 90 после этого дополнительно охлаждают до ожижения в ожижающей установке 5, по меньшей мере, включающей основной криогенный теплообменник 91. Может быть использован любой подходящий тип теплообменника. В настоящем документе описывается криогенный теплообменник 91, работающий на смешанном хладагенте, у которого легкие и тяжелые фракции сначала подвергают самоохлаждению в трубах, проходящих параллельно потоку, подвергнутому предварительному охлаждению (не показан), а после этого расширению в межтрубном пространстве при подаче через впускные устройства 95 и 96 соответственно. Отработанные тяжелые и легкие фракции отбирают из межтрубного пространства основного криогенного теплообменника 91 через выпускное устройство 97. Отработанный хладагент в линии 97 можно повторно компримировать и охла- 3 014193 дить до получения жидкости или в случае смешанного хладагента смешанных парообразной легкой фракции и жидкой тяжелой фракции.
Еще раз обращаясь к потоку 65, можно сказать, что давление ожижения выбирают превышающим давление, равное по меньшей мере 84 бар, более предпочтительно превышающим 86 бар. В результате пар в потоке 65 может находиться в сверхкритическом состоянии.
В порядке последующей стадии ожиженный поток, покидающий основной криогенный теплообменник 91 через линию 100, дополнительно охлаждают на стадии мгновенного испарения, где давление уменьшают при помощи клапана или жидкостного детандера 101. В подходящем случае давление после расширения является приблизительно атмосферным. Теплоту расширения от ожиженного потока отводят таким образом, чтобы температура дополнительно уменьшилась бы до температуры, меньше той, при которой ожиженный продукт остается жидким при атмосферном давлении. Газ мгновенного испарения 130, обычно содержащий азот и некоторое количество метана, отделяют от потока 110 в резервуаре мгновенного испарения 111. Часть газа мгновенного испарения 130 можно использовать в качестве газообразного топлива для получения энергии для способа ожижения. Жидкую часть потока 110 выпускают из нижней части резервуара мгновенного испарения 111 в линию 120. Ее можно хранить и транспортировать в качестве СПГ.
Последовательность компрессоров 52 предпочтительно использует энергию расширения, по меньшей мере, от детандера 12. С этой целью по меньшей мере один компрессор в последовательности компрессоров 52 функционально сочленяют с детандером 12 с получением, таким образом, так называемой схемы компрессор-детандер. Однако для достижения давления, превышающего 84 бар, может быть подведена и дополнительная мощность на компримирование. Предпочтительно дополнительную мощность двигателя компрессора, потребляемую компрессором 52, выбирают близкой или идентичной мощности, необходимой для компрессоров хладагента (не показаны), так, чтобы для обеих целей можно было бы использовать идентичные приводы, что, тем самым, обеспечит достижение преимуществ по затратам и техническому обслуживанию.
В отличие от варианта реализации фиг. 2 в варианте реализации фиг. 1 для холода, относящегося к верхнему потоку 40, никакой увязки по теплу (как в теплообменнике 41 фиг. 2) не используют, так что после охлаждения компримированного верхнего потока в линии 65 при использовании теплоносителя с температурой, приблизительно равной температуре окружающей среды (в холодильнике 61), его через линию 75 непосредственно подают на стадии внешнего охлаждения в теплообменнике 81.
В табл. I приведено представление давлений и температур потока в различных частях примера способа фиг. 1. Кроме того, приводится мол.% метана. Поток исходного сырья в линии 10 фиг. 1 характеризовался приблизительно следующим составом: 80% метана, 8% этана, 5% пропана, 4% бутанов, 1% С5 + и 2% Ν2. Замораживаемые компоненты, такие как Н28, СО2 и Н2О, были удалены предварительно.
| Линия | Давление (бар) |
| 10 | 67 |
| 25 | 32,8 |
| 40 | 30,4 |
| 65 | 93 |
| 75 | 92,6 |
| 90 | 89 |
| 100 | 81,5 |
| 110 | 5,4 |
| Температура (°С) | % (моль.) метана |
| 32 | 80 |
| -30 | 80 |
| 50,6 | 90 |
| 160,8 | 90 |
| 51 | 90 |
| -41,5 | 90 |
| - 151,3 | 90 |
| - 157,8 | 90 |
Таблица I
Фиг. 2 схематически изображает альтернативный вариант реализации способа, соответствующего изобретению.
В данном варианте реализации верхний поток 40 подают через теплообменник для отходящего потока 41, где его подвергают косвенному нагреву при использовании потока с температурой, приблизительно равной температуре окружающей среды (поток 70). Поток 50, который выпускают из теплообменника для отходящего потока 41, после этого компримируют при помощи компрессора 52 или последовательности двух или более компрессоров. Компримированный поток выпускают при давлении, превышающем 84 бар, в линию 60, охлаждают, например, в воздушном холодильнике 61 с получением, таким образом, потока 70. После этого получающийся в результате поток, охлажденный при использовании теплоносителя с температурой окружающей среды, 70 подают в теплообменник для отходящего потока 41, где первый охлаждают по механизму косвенного теплообмена при использовании холодного верхнего потока 40 с получением, таким образом, потока 80, который дополнительно охлаждают в теплообменнике 81.
В табл. II приводятся показатели увеличения степени извлечения пропана и бутана при использовании способа, описанного на фиг. 1, соответствующей настоящему изобретению. В порядке сопоставления использовали ту же самую компоновку, что и на фиг. 1, но, в противоположность настоящему изобретению, в детандере 12 происходило расширение до приблизительно 45 бар. Как продемонстрировано
- 4 014193 в табл. II, настоящее изобретение в результате приводит к увеличению степени извлечения пропана и бутана в потоке 30 (16% и 36% в сопоставлении с 9% и 20% соответственно).
__________Таблица II
| Линия | 10 | 30 (расширение в линии 25 до 32,8 бар) | 30 (расширение в линии 25 до приблизительно 45 бар) |
| Расход [кмоль/сек] | 1 | 0,041 | 0,025 |
| Пропан [мольная доля] | 0,05 | 0,194 | 0,173 |
| Изобутан [мольная доля] | 0,02 | 0,155 | 0,137 |
| Бутан [мольная доля] | 0,02 | 0,196 | 0,176 |
| Степень извлечения | Пропан | 16% | 9% |
| Бутан | 36% | 20% |
В табл. III приводятся показатели увеличения количества продукта СПГ при использовании способа, описанного на фиг. 1, соответствующей настоящему изобретению. В порядке сопоставления использовали те же самые мощность на охлаждение и компоновку, что и в случае фиг. 1, но в противоположность настоящему изобретению в последовательности компрессоров 52 никакого компримирования не происходило; для сравнения можно сказать, что в результате давление в линии 65 было тем же самым, что и в линии 40, то есть равным приблизительно 30,4 бар. Как можно видеть из табл. III, увеличение количества продукта СПГ составляло приблизительно 19%.
| Характеристика (единица измерения) | Фигура 1, соответствующая настоящему изобретению | Сравнение - никакого компримирования в последовательности компрессоров 52 фигуры 1 |
| Мощность, подаваемая в цикл охлаждения теплообменника (теплообменников) 81 (МВт) | 80 | 80 |
| Мощность, подаваемая в цикл охлаждения теплообменника (теплообменников) 91 (МВт) | 80 | 80 |
| Объединенный размер криогенного теплообменника 81 и 91 (кВт/К) | 61500 | 61500 |
| Получение СПГ (тн/день) | 13169 | 11080 |
Таблица III
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ ожижения потока природного газа, включающий стадии:(a) подачи потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 30-70 бар в детандер для его расширения;(b) расширения потока исходного сырья с получением потока сырья, характеризующегося давлением <35 бар;(c) подачи подвергнутого расширению на стадии Ь) потока сырья в сепараторе газ/жидкость;(ά) разделения подвергнутого расширению потока исходного сырья в сепараторе газ/жидкость на поток пара и поток жидкости, в которых поток пара обогащен метаном, а поток жидкости обеднен метаном;(е) увеличения давления потока пара, полученного на стадии (ά), до давления, равного по меньшей мере 70 бар, предпочтительно по меньшей мере 84 бар;(ί) ожижения компримированного потока пара, полученного на стадии (е), с получением потока сжиженного природного газа.
- 2. Способ по п.1, в котором на стадии (е) давление увеличивают по меньшей мере до 86 бар, предпочтительно по меньшей мере 90 бар.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором поток пара, полученный на стадии (ά), характеризуется уровнем содержания С5 , меньшим 0,5 мол.%, предпочтительно меньшим 0,1 мол.%.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором давление на стадии (е) увеличивают в результате сжатия потока пара с получением компримированного потока.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором поток пара, полученный на стадии (е), охлаждают.- 5 014193
- 6. Способ по п.4 или 5, в котором для сжатого потока перед его ожижением на стадии (ί) проводят теплообмен при использовании потока пара, полученного на стадии (б).
- 7. Способ по одному из предшествующих пп.1-6, в котором поток исходного сырья на стадии (Ь) расширяют в детандере, функционально сочлененном с компрессором для сжатия потока пара.
- 8. Способ по любому из предшествующих пп.1-7, в котором на стадии а) обеспечивают поступление газа при давлении >60 бар.
- 9. Способ по любому из предшествующих пп.1-8, в котором расширенный питающий поток, полученный на стадии Ь), представляет собой частично конденсированный расширенный питающий поток.
- 10. Способ по любому из предшествующих пп.1-9, в котором находящийся под давлением насыщенный парами поток, полученный на стадии е), является сверхкритическим.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP05102884 | 2005-04-12 | ||
| PCT/EP2006/061469 WO2006108820A1 (en) | 2005-04-12 | 2006-04-10 | Method and apparatus for liquefying a natural gas stream |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200702213A1 EA200702213A1 (ru) | 2008-02-28 |
| EA014193B1 true EA014193B1 (ru) | 2010-10-29 |
Family
ID=34939248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200702213A EA014193B1 (ru) | 2005-04-12 | 2006-04-10 | Способ ожижения потока природного газа |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20090064712A1 (ru) |
| EP (2) | EP1869382A1 (ru) |
| JP (1) | JP5107896B2 (ru) |
| KR (1) | KR101269914B1 (ru) |
| CN (1) | CN101156038B (ru) |
| AU (1) | AU2006233914B2 (ru) |
| EA (1) | EA014193B1 (ru) |
| MY (1) | MY142263A (ru) |
| NO (1) | NO20075778L (ru) |
| RU (1) | RU2400683C2 (ru) |
| TW (1) | TWI390167B (ru) |
| WO (2) | WO2006108821A1 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8534094B2 (en) * | 2008-04-09 | 2013-09-17 | Shell Oil Company | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| GB2462125B (en) * | 2008-07-25 | 2012-04-04 | Dps Bristol Holdings Ltd | Production of liquefied natural gas |
| AP3845A (en) | 2010-06-30 | 2016-09-30 | Shell Int Research | Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor |
| AU2011273541B2 (en) | 2010-06-30 | 2014-07-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor |
| CA2810265C (en) | 2010-09-03 | 2019-07-09 | Twister B.V. | Refining system and method for refining a feed gas stream |
| KR101271759B1 (ko) * | 2011-05-19 | 2013-06-05 | 삼성중공업 주식회사 | 원유 운반선의 휘발성 유기 화합물 배출 감소 장치 |
| EP2597407A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream |
| EP2597408A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream |
| US20160061517A1 (en) * | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Black & Veatch Holding Company | Dual mixed refrigerant system |
| US20160061518A1 (en) * | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Black & Veatch Holding Company | Dual mixed refrigerant system |
| US10072889B2 (en) * | 2015-06-24 | 2018-09-11 | General Electric Company | Liquefaction system using a turboexpander |
| TWI608206B (zh) * | 2015-07-15 | 2017-12-11 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統 |
| RU2640050C1 (ru) * | 2017-02-02 | 2017-12-26 | Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") | Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления |
| US10539364B2 (en) * | 2017-03-13 | 2020-01-21 | General Electric Company | Hydrocarbon distillation |
| CN109323126A (zh) * | 2017-08-01 | 2019-02-12 | 通用电气公司 | 天然气液化系统和方法 |
| JP7026490B2 (ja) * | 2017-11-21 | 2022-02-28 | レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。 |
| FR3087526B1 (fr) * | 2018-10-18 | 2020-12-18 | Air Liquide | Installation et procede de production de methane liquefie |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5615561A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| US6023942A (en) * | 1997-06-20 | 2000-02-15 | Exxon Production Research Company | Process for liquefaction of natural gas |
| US6105391A (en) * | 1997-12-22 | 2000-08-22 | Institut Francais Du Petrole | Process for liquefying a gas, notably a natural gas or air, comprising a medium pressure drain and application |
| WO2003106906A1 (de) * | 2002-06-14 | 2003-12-24 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum verflüssigen eines kohlenwasserstoff-reichen stromes mit gleichzeitiger gewinnung einer c3+-reichen fraktion mit hoher ausbeute |
| DE10226597A1 (de) * | 2002-06-14 | 2004-01-15 | Linde Ag | Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes |
| US20040079107A1 (en) * | 2002-10-23 | 2004-04-29 | Wilkinson John D. | Natural gas liquefaction |
| WO2004108865A2 (fr) * | 2003-06-02 | 2004-12-16 | Technip France | Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel. |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3331214A (en) * | 1965-03-22 | 1967-07-18 | Conch Int Methane Ltd | Method for liquefying and storing natural gas and controlling the b.t.u. content |
| US4065278A (en) * | 1976-04-02 | 1977-12-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for manufacturing liquefied methane |
| US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
| US5799507A (en) * | 1996-10-25 | 1998-09-01 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| 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 |
| WO1999001707A1 (en) * | 1997-07-01 | 1999-01-14 | Exxon Production Research Company | Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component |
| DZ2671A1 (fr) * | 1997-12-12 | 2003-03-22 | Shell Int Research | Processus de liquéfaction d'un produit alimenté gazeux riche en méthane pour obtenir un gaz natural liquéfié. |
| MY114649A (en) * | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
| US6367286B1 (en) * | 2000-11-01 | 2002-04-09 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | System and process for liquefying high pressure natural gas |
| US6526777B1 (en) * | 2001-04-20 | 2003-03-04 | Elcor Corporation | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
| US6751985B2 (en) * | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
| US6889523B2 (en) * | 2003-03-07 | 2005-05-10 | Elkcorp | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| JP2009530583A (ja) * | 2006-03-24 | 2009-08-27 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 炭化水素流の液化方法及び装置 |
-
2006
- 2006-04-10 WO PCT/EP2006/061470 patent/WO2006108821A1/en active Application Filing
- 2006-04-10 RU RU2007141716/06A patent/RU2400683C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-10 TW TW095112594A patent/TWI390167B/zh not_active IP Right Cessation
- 2006-04-10 US US11/918,161 patent/US20090064712A1/en not_active Abandoned
- 2006-04-10 KR KR1020077025150A patent/KR101269914B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-04-10 MY MYPI20061629A patent/MY142263A/en unknown
- 2006-04-10 EP EP06725670A patent/EP1869382A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-10 CN CN2006800118416A patent/CN101156038B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-10 EA EA200702213A patent/EA014193B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-10 JP JP2008505878A patent/JP5107896B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-10 US US11/918,162 patent/US20090064713A1/en not_active Abandoned
- 2006-04-10 WO PCT/EP2006/061469 patent/WO2006108820A1/en active Application Filing
- 2006-04-10 AU AU2006233914A patent/AU2006233914B2/en not_active Ceased
- 2006-04-10 EP EP06743270A patent/EP1869383A1/en not_active Withdrawn
-
2007
- 2007-11-09 NO NO20075778A patent/NO20075778L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5615561A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| US6023942A (en) * | 1997-06-20 | 2000-02-15 | Exxon Production Research Company | Process for liquefaction of natural gas |
| US6105391A (en) * | 1997-12-22 | 2000-08-22 | Institut Francais Du Petrole | Process for liquefying a gas, notably a natural gas or air, comprising a medium pressure drain and application |
| WO2003106906A1 (de) * | 2002-06-14 | 2003-12-24 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum verflüssigen eines kohlenwasserstoff-reichen stromes mit gleichzeitiger gewinnung einer c3+-reichen fraktion mit hoher ausbeute |
| DE10226597A1 (de) * | 2002-06-14 | 2004-01-15 | Linde Ag | Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes |
| US20040079107A1 (en) * | 2002-10-23 | 2004-04-29 | Wilkinson John D. | Natural gas liquefaction |
| WO2004108865A2 (fr) * | 2003-06-02 | 2004-12-16 | Technip France | Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel. |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2006233914B2 (en) | 2009-09-03 |
| RU2400683C2 (ru) | 2010-09-27 |
| NO20075778L (no) | 2007-11-09 |
| WO2006108820A1 (en) | 2006-10-19 |
| KR20080006571A (ko) | 2008-01-16 |
| KR101269914B1 (ko) | 2013-05-31 |
| MY142263A (en) | 2010-11-15 |
| TWI390167B (zh) | 2013-03-21 |
| CN101156038B (zh) | 2010-11-03 |
| CN101156038A (zh) | 2008-04-02 |
| EP1869383A1 (en) | 2007-12-26 |
| AU2006233914A1 (en) | 2006-10-19 |
| EP1869382A1 (en) | 2007-12-26 |
| WO2006108821A1 (en) | 2006-10-19 |
| US20090064713A1 (en) | 2009-03-12 |
| TW200700683A (en) | 2007-01-01 |
| JP2008539282A (ja) | 2008-11-13 |
| RU2007141716A (ru) | 2009-05-20 |
| JP5107896B2 (ja) | 2012-12-26 |
| EA200702213A1 (ru) | 2008-02-28 |
| US20090064712A1 (en) | 2009-03-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2400683C2 (ru) | Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа | |
| RU2205337C2 (ru) | Усовершенствованный способ сжижения природного газа | |
| JP3868998B2 (ja) | 液化プロセス | |
| AU2008283102B2 (en) | Method and system for producing LNG | |
| KR101259192B1 (ko) | 천연 가스 액화 공정 | |
| US6192705B1 (en) | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas | |
| EP2564139B1 (en) | Process and apparatus for the liquefaction of natural gas | |
| US10539363B2 (en) | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream | |
| US20100175424A1 (en) | Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom | |
| US8250883B2 (en) | Process to obtain liquefied natural gas | |
| KR20020066331A (ko) | 팽창 냉각에 의한 천연 가스의 액화방법 | |
| MXPA06012772A (es) | Licuefaccion de gas natural. | |
| AU2007310940B2 (en) | Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams | |
| RU2612974C2 (ru) | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции | |
| RU2423653C2 (ru) | Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления | |
| MXPA99011348A (es) | Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural | |
| MXPA99011424A (en) | Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas |
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): AM AZ BY KZ 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): RU |