EA015525B1 - Способ получения сжиженного природного газа с разной усредненной высшей теплотворной способностью - Google Patents
Способ получения сжиженного природного газа с разной усредненной высшей теплотворной способностью Download PDFInfo
- Publication number
- EA015525B1 EA015525B1 EA200800296A EA200800296A EA015525B1 EA 015525 B1 EA015525 B1 EA 015525B1 EA 200800296 A EA200800296 A EA 200800296A EA 200800296 A EA200800296 A EA 200800296A EA 015525 B1 EA015525 B1 EA 015525B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- lng
- pipe
- distillation column
- methane
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 273
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 20
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title abstract description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 482
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 200
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 100
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 251
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 185
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 130
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 129
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 92
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 87
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 68
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 68
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 60
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 22
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 113
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 37
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 34
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 19
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 16
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 16
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 16
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 11
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 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
- F25J1/0243—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
- F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
- F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
-
- 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
-
- 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
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—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
- F25J1/0203—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0208—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
- F25J1/0209—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
- F25J1/021—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
-
- 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
- F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
- F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
- F25J1/02—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
- 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
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- 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
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- 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
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
-
- 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
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/08—Processes or apparatus using separation by rectification in a triple pressure main column 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a column
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/50—Processes or apparatus using separation by rectification using multiple (re-)boiler-condensers at different heights of the column
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
-
- 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
- F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
-
- 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
- F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
-
- 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
- F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
-
- 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
- F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
- F25J2215/62—Ethane or ethylene
-
- 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
- F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
-
- 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
- F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
-
- 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
- F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. 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
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass 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
- F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
- F25J2260/02—Integration in an installation for exchanging heat, e.g. for waste heat 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
-
- 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
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
-
- 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
- F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
Abstract
Предложен способ эффективной эксплуатации системы для сжижения природного газа, обладающей возможностями удаления тяжелых фракций и выделения газоконденсатных жидкостей, для получения продуктов сжиженного природного газа (СПГ) и/или газоконденсатных жидкостей (ГКЖ), с изменяемыми характеристиками, например такими, как высшая теплотворная способность (ВТС) и/или содержание пропана. Получаемые СПГ- или ГКЖ-продукты способны удовлетворять существенно разным спецификациям двух или более рынков.
Description
Это изобретение относится в основном к способу и устройству для сжижения природного газа. В другом аспекте, изобретение относится к усовершенствованному оборудованию для сжиженного природного газа (СПГ), выполненному с возможностью эффективной поставки СПГ-продуктов, удовлетворяющих требованиям существенно разных спецификаций продуктов.
Криогенное сжижение природного газа обычно используется в качестве средства преобразования природного газа в форму, более удобную для транспортировки и/или хранения. Такое сжижение уменьшает объем природного газа примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при почти атмосферном давлении.
Природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника добычи к отдаленному рынку. Желательно эксплуатировать трубопровод, по существу, при постоянном и высоком коэффициенте нагрузки, но зачастую пропускная способность или продуктивность трубопровода будет превышать спрос, тогда как в другие моменты времени спрос будет превышать пропускную способность трубопровода. Чтобы сгладить пики, когда спрос превышает возможности подачи, или спады, когда возможности подачи превышают спрос, желательно хранить избыточный газ таким образом, чтобы его можно было поставлять, когда спрос превышает возможности подачи. Такая практика обеспечивает удовлетворение будущих пиков потребности за счет материала из хранилища. Одним практическим средством достижения этой цели является преобразование газа в сжиженное состояние для хранения и последующего испарения жидкости, когда этого потребует спрос.
Сжижение природного газа становится еще важнее при транспортировке газа от источника добычи, который удален набольшие расстояния от возможного рынка, и при отсутствии либо практической нецелесообразности трубопровода. В частности, эта ситуация возникает там, где транспортировку нужно осуществлять океанскими судами. Транспортировка судами в газообразном состоянии в общем случае непрактична, потому что для значительного уменьшения удельного объема газа потребовалось бы заметное увеличение давления. Такое увеличение давления требует использования более дорогих резервуаров для хранения.
Ввиду вышеизложенного, было бы выгодно хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии под приблизительно атмосферным давлением. Чтобы хранить и транспортировать газ в сжиженном состоянии, природный газ обычно охлаждают до температуры от -151 до -162°С (от -240°Р до -260°Р), при которой сжиженный природный газ (СПГ) приобретает почти атмосферное давление паров.
В известном уровне техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижают, последовательно пропуская его под повышенным давлением через множество ступеней охлаждения, на которых газ охлаждается до последовательно понижающихся температур до тех пор, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение в общем случае осуществляют за счет косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими, как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, диоксид углерода или комбинации вышеназванных хладагентов (например, системы смешанных хладагентов). Методология сжижения, которая применима, в частности, к настоящему изобретению, обуславливает использование разомкнутого метанового цикла в качестве завершающего холодильного цикла, при этом поток, несущий СПГ под повышенным давлением, мгновенно испаряется, а мгновенно испаренные пары затем применяются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа и сжижаются, вследствие чего получается поток, несущий СПГ под повышенным давлением.
В прошлом оборудование для СПГ разрабатывали и эксплуатировали для поставки СПГ на один рынок в конкретном регионе мира. Поскольку глобальный спрос на СПГ растет, было бы выгодно сделать одно оборудование для СПГ способным поставлять СПГ на несколько рынков в разных регионах мира. Однако спецификации природного газа по всему миру значительно отличаются друг от друга. Как правило, эти спецификации природного газа включают в себя такие требования, как высшая теплотворная способность (ВТС), поправочный коэффициент для учета влияния состава газа на замеренное значение теплового потока, а также содержание метана, содержание этана, содержание С3+ и содержание инертных газов. Например, на различных мировых рынках требуется СПГ-продукт, имеющий ВТС гдето между 950 и 1160 британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (БТЕ/СКФ). Существующее оборудование для СПГ оптимизировано для удовлетворения требований к определенному набору спецификаций для одного рынка. Таким образом, изменение рабочих параметров оборудования для СПГ при попытке получить СПГ, который удовлетворял бы не запроектированным спецификациям другого рынка, вызывает значительные неэффективности работы оборудования. Эти неэффективности работы, связанные с получением СПГ для не запроектированных спецификаций, обычно делают экономически невыгодным обслуживание более одного рынка с помощью одного оборудования для СПГ.
В одном варианте осуществления предложен способ получения сжиженного природного газа (СПГ). Способ включает в себя следующие стадии, на которых: (а) обеспечивают работу оборудования для СПГ в первом режиме работы, получая таким образом первый СПГ-продукт; (б) корректируют по меньшей мере один рабочий параметр, не связанный с питающим потоком, оборудования для СПГ так, чтобы оборудование для СПГ работало во втором режиме работы; и (в) обеспечивают работу оборудования для СПГ во втором режиме работы для получения второго СПГ-продукта. Первый и второй режимы
- 1 015525 работы не осуществляются при пуске или остановке оборудования для СПГ. По выбору, стадии (а) и (в) могут включать в себя получение первого и второго продуктов газоконденсатных жидкостей (ГКЖпродуктов), соответственно. Усредненная высшая теплотворная способность (ВТС) второго СПГпродукта отличается от усредненной ВТС первого СПГ-продукта по меньшей мере примерно на 373 кДж/м3 при 15°С (10 БТЕ/СКФ), и/или усредненное содержание пропана во втором ГКЖ-продукте отличается от усредненного содержания пропана в первом ГКЖ-продукте по меньшей мере примерно на 1 молярный процент.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ изменения теплотворной способности СПГ, полученного из оборудования для СПГ. Способ включает в себя следующие стадии, на которых: (а) охлаждают природный газ за счет косвенного теплообмена, получая таким образом первый охлажденный поток; (б) используют первую дистилляционную колонну для разделения по меньшей мере части первого охлажденного потока на первую относительно более летучую фракцию и первую относительно менее летучую фракцию; (в) охлаждают по меньшей мере часть первой относительно более летучей фракции, получая таким образом СПГ; и (г) корректируют по меньшей мере один рабочий параметр первой дистилляционной колоны, изменяя таким образом ВТС полученного СПГ по меньшей мере примерно на 1% за период времени менее чем примерно 72 ч.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины «содержащий» или «включающий в себя», когда они вводят перечень альтернатив, означают, что в дополнение к перечисленным могут присутствовать и другие элементы. Термин «состоит из» означает, что признак, о котором сказано, что он «состоит из» указанного материала, должен состоять только из тех элементов, которые указаны.
В том смысле, в каком в данном описании употребляются выражения состоит, по существу, из, состоящий, по существу, из и аналогичные им выражения, они не исключают присутствие других стадий, элементов или материалов, конкретное упоминание которых в этом описании отсутствует, в той степени, в какой такие стадии, элементы или материалы не влияют на базовые и новые характеристики изобретения, а кроме того, они не исключают примеси, обычно связанные с используемыми элементами и материалами.
Ниже, со ссылками на прилагаемые чертежи, приводится подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, при этом на фиг. 1а представлена упрощенная структурная схема способа каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями А, В и С, которые иллюстрируются на фиг. 1Ь;
на фиг. 1Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 1а посредством линий
A, В и С;
на фиг. 2а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями В, Б, Ν, О и Р, которые иллюстрируются на фиг. 2Ь;
на фиг. 2Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 2а посредством линий
B, Б, Ν, О и Р;
на фиг. 3 а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями Ό, 1, В, Б, Е, Ь, К, М и С, которые иллюстрируются на фиг. 3Ь, 3с, 36 и 3е;
на фиг. 3Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 3 а посредством линий Ό, 1, В, Б, Е, Ь, К, М и С;
на фиг. 3 с - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенной с оборудованием для СПГ согласно фиг. 3 а посредством линий Ό, 1, В, Б, Е, Ь, К, М и С;
на фиг. 36 - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 3 а посредством линий Ό, 1, В, Б, Е, Ь, К, М и С;
на фиг. 3е - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 3 а посредством линий Ό, 1, В, Б, Е, Ь, К, М и С;
на фиг. 4а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями Ό, В, Б, Е, I и С, которые иллюстрируются на
- 2 015525 фиг. 4Ь;
на фиг. 4Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 4а посредством линий Ό, В, Р, Е, I и 6;
на фиг. 5а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями Ό, В, Р, Е и С, которые иллюстрируются на фиг. 5Ь;
на фиг. 5Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 4а посредством линий Ό, В, Р, Е и С;
на фиг. 6а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями Н, Ό, В, Р, Е, I и С, которые иллюстрируются на фиг. 6Ь;
на фиг. 6Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 6а посредством линий Н, Ό, В, Р, Е, I и С;
на фиг. 7а - упрощенная структурная схема процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более разных рынков, при этом некоторые части оборудования для СПГ соединены с линиями Н, Ό, В, Р, Е и С, которые иллюстрируются на фиг. 7Ь;
на фиг. 7Ь - структурная схема, демонстрирующая встроенную систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, соединенную с оборудованием для СПГ согласно фиг. 7а посредством линий Н, Ό, В, Р, Е и С.
Настоящее изобретение можно воплотить в способе и оборудовании, используемых для охлаждения природного газа до температуры его сжижения, тем самым получая сжиженный природный газ (СПГ). При осуществлении способа получения СПГ обычно применяют один или несколько хладагентов для выделения тепловой энергии из природного газа и последующего отвода тепла в окружающую среду. В одном варианте осуществления при осуществлении способа получения СПГ применяется способ каскадного охлаждения с использованием множества многоступенчатых холодильных циклов, в каждом из которых применяется отличающийся состав хладагента, для последовательного охлаждения потока природного газа до все более и более низких температур. В другом варианте осуществления способ получения СПГ представляет собой способ применения смешанных хладагентов, предусматривающий применение по меньшей мере одной смеси хладагентов для охлаждения потока природного газа.
Для осуществления способа получения СПГ природный газ можно подавать при повышенном абсолютном давлении в диапазоне от примерно 3400 до примерно 20700 кПа (от примерно 500 до примерно 3000 фунтов-сил на квадратный дюйм (фн-с/кв.д)), от примерно 3400 кПа до примерно 68000 кПа или 4140-5520 кПа (от примерно 500 до примерно 1000 фн-с/кв.д или 600-800 фн-с/кв.д). Зависящая главным образом от окружающей температуры, температура природного газа, подаваемого для осуществления способа получения СПГ, может в общем случае находиться в диапазоне от примерно -18 до примерно 82°С (от примерно 0 до примерно 180°Р) , от примерно -7 до примерно 66°С, или от 16 до 52°С (от примерно 20 до примерно 150°Р, или от 60 до 125°Р) .
В одном варианте осуществления настоящее изобретение можно воплотить в способе получения СПГ с применением каскадного охлаждения с последующим расширительным охлаждением. В таком способе сжижения каскадное охлаждение можно осуществлять при повышенном абсолютном давлении (например, около 650 фн-с/кв.д) путем последовательного пропускания потока природного газа через первый, второй и третий холодильные циклы, в которых применяются соответствующие первый, второй и третий хладагенты. В одном варианте осуществления, первый и второй холодильные циклы являются замкнутыми холодильными циклами, а третий холодильный цикл является разомкнутым холодильным циклом, в котором часть обработанного природного газа используется в качестве источника хладагента. Третий холодильный цикл может включать в себя цикл многокаскадного расширения для обеспечения дополнительного охлаждения обработанного потока природного газа и снижения его давления до почти атмосферного давления.
В последовательности первого, второго и третьего холодильных циклов первым можно использовать хладагент, имеющий наибольшую температуру кипения, затем - хладагент, имеющий промежуточную температуру кипения, а в конце - хладагент, имеющий наименьшую температуру кипения. В одном варианте осуществления первый хладагент имеет температуру выкипания половины массы в пределах примерно 7, 3 или 1,5°С (примерно 20, примерно 10 или 5°Р) от температуры кипения чистого пропана при атмосферном давлении. Первый хладагент может содержать преимущественно пропан, пропилен или их смеси. Первый хладагент может содержать по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, по меньшей мере 90 мол.% пропана или может состоять, по существу, из пропана. В одном варианте осуще
- 3 015525 ствления второй хладагент имеет температуру выкипания половины массы в пределах примерно 7, 3 или 1,5°С (примерно 20, примерно 10 или 5°Е) от температуры кипения чистого этилена при атмосферном давлении. Второй хладагент может содержать преимущественно этан, этилен или их смеси. Второй хладагент может содержать по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, по меньшей мере 90 мол.% этилена или может состоять, по существу, из этилена. В одном варианте осуществления третий хладагент имеет температуру выкипания половины массы в пределах примерно 7, 3 или 1,5°С (примерно 20, примерно 10 или 5°Е) от температуры кипения чистого метана при атмосферном давлении. Третий хладагент может содержать по меньшей мере примерно 50 мол.% метана, по меньшей мере примерно 75 мол.% метана, по меньшей мере 90 мол.% метана или может состоять, по существу, из метана. Источником по меньшей мере примерно 50, примерно 75 или 95 мол.% метана может быть поток обработанного природного газа.
Первый холодильный цикл может предусматривать охлаждение природного газа на множестве ступеней или стадий охлаждения (например, возможно от двух до четырех ступеней охлаждения) за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом. Каждая ступень косвенного охлаждения холодильных циклов может быть воплощена в отдельном теплообменнике. В одном варианте осуществления для облегчения косвенного теплообмена в первом холодильном цикле применяются котловые теплообменники с внутренними сердечниками. После охлаждения в первом холодильном цикле температура природного газа может находиться в диапазоне от примерно -43 до примерно -33°С (от примерно -45 до примерно -10°Е), от примерно -40 до примерно -26°С или от -29 до -34°С (от примерно -40 до примерно -15°Е, или от -20 до -30°Е) .
Типичное уменьшение температуры природного газа в первом холодильном цикле может находиться в диапазоне от примерно 10 до примерно 99°С (от примерно 50 до примерно 210°Е), от примерно 24 до примерно 82°С, или от 38 до 60°С (от примерно 75 до примерно 180°Е, или от 100 до 140°Е).
Второй холодильный цикл может предусматривать охлаждение природного газа на множестве ступеней или стадий охлаждения (например, возможно от двух до четырех ступеней охлаждения) за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом. В одном варианте осуществления ступени охлаждения за счет косвенного теплообмена во втором холодильном цикле могут быть воплощены в отдельных котловых теплообменниках с внутренними сердечниками. В общем случае падение температуры во втором холодильном цикле может находиться в диапазоне от примерно 10 до примерно 82°С, от примерно 24 до примерно 66°С, или от 38 до 49°С (от примерно 50 до примерно 180°Е, от примерно 75 до примерно 150°Е, или от 100 до 120°Е). На последней ступени второго холодильного цикла можно провести конденсацию (т. е. сжижение) большей части, а предпочтительно полностью, потока обработанного природного газа, получая таким образом поток, несущий СПГ под повышенным давлением. Вообще говоря, технологическое давление в этом месте лишь немного ниже давления природного газа, подаваемого на первую ступень первого холодильного цикла. После охлаждения во втором холодильном цикле, температура природного газа может находиться в диапазоне от примерно -132 до примерно -57°С (от примерно -205 до примерно -70°Е), от примерно -115 до примерно -71°С, или от -96 до -87°С (от примерно -175 до примерно -95°Е, или от -140 до -125°Е).
Третий холодильный цикл может предусматривать и секцию охлаждения за счет косвенного теплообмена, и секцию расширительного охлаждения. Для облегчения косвенного теплообмена в третьем холодильном цикле возможно применение по меньшей мере одного паяного алюминиевого пластинчатореберного теплообменника. Общая холодопроизводительность, обеспечиваемая косвенным теплообменом в третьем холодильном цикле, может соответствовать температуре, находящейся в диапазоне от примерно -15 до примерно 16°С, от примерно -14 до примерно 10°С или от 12 до 4°С (от примерно 5 до примерно 60°Е, от примерно 7 до примерно 50°Е, или от 10 до 40°Е) .
Секция расширительного охлаждения третьего холодильного цикла может предусматривать дополнительное охлаждение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, посредством снижения давления до приблизительно атмосферного давления. Такое расширительное охлаждение можно осуществить путем мгновенного испарения потока, несущего СПГ, чтобы получить таким образом двухфазный парожидкостной поток. Когда третий холодильный цикл является разомкнутым холодильным циклом, расширенный двухфазный поток можно подвергнуть разделению на пар и жидкость, а по меньшей мере часть отделенной паровой фазы (т.е. мгновенно испаренного газа) можно применить в качестве третьего хладагента, способствуя охлаждению потока сжатого природного газа. Расширение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, до достижения почти атмосферного давления можно осуществить, воспользовавшись множеством стадий расширения (т.е., двумя-четырьмя стадиями расширения), при этом каждую стадию расширения проводят с использованием детандера. Подходящие детандеры включают в себя, например, расширительные клапаны, работающие по циклу Джоуля-Томпсона. В одном варианте осуществления третий холодильный цикл может предусматривать применение трех последовательных стадий расширительного охлаждения, при этом за каждой стадией может следовать разделение газожидкостного продукта. Каждая стадия расширительного охлаждения может предусматривать охлаждение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, в диапазоне от примерно -12 до 16°С, от примерно -9 до 10°С, или от -4 до 2°С (от примерно 10 до примерно 60°Е, от примерно 15 до примерно 50°Е,
- 4 015525 или от 25 до 35°Р) . Снижение абсолютного давления на первой стадии расширения может находиться в диапазоне от примерно 552 до примерно 2060 кПа, от примерно 896 до примерно 1724 кПа, или от 1207 до 1344 кПа (от примерно 80 до примерно 300 фн-с/кв.д, от примерно 130 до примерно 250 фн-с/кв.д, или от 175 до 195 фн-с/кв.д). Падение абсолютного давления на второй стадии расширения может находиться в диапазоне от примерно 138 до примерно 758 кПа, от примерно 276 до примерно 621 кПа, или от 379 до 483 кПа (от примерно 20 до примерно 110 фн-с/кв.д, от примерно 40 до примерно 90 фн-с/кв.д, или от 55 до 70 фн-с/кв.д). Третья стадия расширения может приводить к дальнейшему снижению абсолютного давления потока, несущего СПГ, на величину, находящуюся в диапазоне от примерно 34 до примерно 345 кПа, от примерно 69 до примерно 276 кПа, или от 103 до 207 кПа (от примерно 5 до примерно 50 фн-с/кв.д, от примерно 10 до примерно 40 фн-с/кв.д, или от 15 до 30 фн-с/кв.д). Жидкая фракция, выходящая с последней ступени расширения, представляет собой готовый СПГ-продукт. В общем случае, температура готового СПГ-продукта может находиться в диапазоне от примерно -129 до -184°С (от примерно -200 до примерно -300°Т), от примерно -143°С до примерно -171°С (от примерно -225 до примерно -275°Т) или от -151 до -162°С (от -240 до -260°Т). Абсолютное давление готового СПГ -продукта может находиться в диапазоне от примерно 0 до примерно 276 кПа (от примерно 0 до примерно 40 фн-с/кв.д), от примерно 69 до примерно 138 кПа (от примерно 10 до примерно 20 фн-с/кв.д), или от 96 кПа до 121 кПа (от 12% до 17,5 фн-с/кв.д).
Питающий поток природного газа, предназначенный для способа получения СПГ, содержит такие количества С2+-компонентов, которые приводят к образованию жидкости, обогащенной С2+, на одной или нескольких ступенях охлаждения второго холодильного цикла. Вообще говоря, последовательным охлаждением природного газа на каждой ступени охлаждения управляют так, чтобы можно было удалить как можно больше С2-углеводородов и более высокомолекулярных углеводородов из природного газа, что позволяет получить поток пара преимущественно метана и поток жидкости, содержащий достаточные количества этана и более тяжелых жидкостей. Эту жидкость можно потом обрабатывать посредством газожидкостных сепараторов, применяемых в важных местах ниже по течению от ступеней охлаждения. В одном варианте осуществления одной задачей газожидкостных сепараторов является максимизация отбраковки С5+-материала во избежание замораживания в технологическом оборудовании, расположенном ниже по течению. Газожидкостные сепараторы также можно использовать для изменения количества С2-С4-компонентов, которые остаются в продукте природного газа, негативно влияя на некоторые характеристики готового СПГ-продукта. Точная конфигурация и работа газожидкостных сепараторов может зависеть от некоторых параметров, таких как состав С2+-компонентов потока природного газа, желательное содержание БТЕ (теплотворная способность) СПГ-продукта, объем С2+-компонентов для других приложений, а также другие факторы, обычно учитываемые специалистами в области эксплуатации установок для получения СПГ и газовых установок.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ получения СПГ может предусматривать объединение газоконденсатных жидкостей (ГКЖ) внутри оборудования для СПГ. Можно существенно повысить КПД производства СПГ и выделения ГКЖ путем объединения этих двух функций в одном оборудовании. Кроме того, в настоящем изобретении возможно применение встроенной системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, которая обеспечивает быстрое и экономичное изменение содержания БТЕ (т.е. высшей теплотворной способности (ВТС)) потока СПГ-продукта, вследствие чего одно оборудование сможет обслуживать различные рынки СПГ.
Соответственно, в одном варианте осуществления предложено оборудование для СПГ, которое может работать в разных режимах получения СПГ- и/или ГКЖ-продуктов, которые удовлетворяют разным спецификациям продуктов. Например, оборудование для СПГ может работать в режиме, обуславливающем малое содержание БТЕ, для получения СПГ-продукта, имеющего малое содержание БТЕ (например, 950-1060 БТЕ/СКФ), или в режиме, обуславливающем высокое содержание БТЕ, для получения СПГпродукта, имеющего высокое содержание БТЕ (например, 1070-1160 БТЕ/СКФ).
Оборудование для СПГ также может работать в разных режимах работы для получения разных ГКЖ-продуктов. Например, оборудование для СПГ также может работать в режиме отвода пропана для получения ГКЖ-продукта, имеющего малое содержание пропана (например, 0-20 мол.%), или режима выделения пропана для получения ГКЖ-продукта, имеющего большое содержание пропана (например, 40-85 мол.%).
Усредненные высшие теплотворные способности (ВТС) СПГ, полученного в разных режимах работы оборудования для СПГ, могут отличаться друг от друга по меньшей мере примерно на 370 кДж/м3 при 15°С (10 БТЕ/СКФ), по меньшей мере примерно на 740 кДж/м3 при 15°С (20 БТЕ/СКФ) или по меньшей мере примерно на 1860 кДж/м3 при 15°С (50 БТЕ/СКФ). Кроме того, усредненная ВТС СПГпродуктов, полученных в разных режимах работы, может изменяться по меньшей мере примерно на 1 мол.%, по меньшей мере примерно на 3%, или по меньшей мере примерно на 5% в разных режимах работы. В одном варианте осуществления разница в усредненном содержании пропана в ГКЖ, полученных в разных режимах работы, может составлять по меньшей мере примерно 1 мол.%, по меньшей мере примерно 2 мол.%или по меньшей мере 5%. Рассматриваемые здесь разные режимы работы являются режимами работы в установившемся состоянии, а также предотвращения работы во время запуска или останова оборудования для СПГ. В одном варианте осуществления каждый из разных режимов работы в ус
- 5 015525 тановившемся состоянии осуществляется в течение периода времени, составляющего по меньшей мере одну неделю, по меньшей мере две недели или по меньшей мере четыре недели (в противоположность меньшему периоду времени, который обычно необходим для запуска или останова).
Известно, что значения ВТС полученного СПГ в обычных установках для СПГ могут немного изменяться в течение длительных периодов времени из-за изменений в составе питающего потока и/или измерений в окружающих условиях. Вместе с тем, в одном варианте осуществления настоящее изобретение обеспечивает относительно большие и быстрые коррекции значения ВТС СПГ-продукта и/или содержания пропана ГКЖ-продукта. Для осуществления относительно больших и быстрых коррекций ВТС СПГ -продукта и/или содержания пропана в ГКЖ-продукте оборудование для СНГ может находиться в переходном состоянии между разными режимами работы на протяжении периода времени, составляющего менее 1 недели, менее 3 суток, менее 1 суток, или менее 12 ч. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения получение СПГ не прекращается во время переходного состояния между разными режимами работы. Скорее наоборот, оборудование для СПГ может быстро переходить из одного режима работы в установившемся состоянии в другой режим работы в установившемся состоянии, и при этом останов оборудования не требуется.
Чтобы осуществить переход оборудования для СПГ из первого режима работы во второй режим работы, можно скорректировать один или несколько рабочих параметров оборудования для СПГ. Рабочим параметром, корректируемым для осуществления перехода оборудования для СПГ между разными режимами работы, может быть рабочий параметр, не связанный с питающим потоком, оборудования для СПГ (т. е. переход между режимами работы не обуславливается составом питающего потока, подаваемого в оборудование для СПГ). Например, когда оборудование для СПГ включает в себя систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, в которой применяется дистилляционная колонна для разделения потока обработанного природного газа на разные составляющие на основе их относительных летучестей, рабочим параметром, корректируемым для осуществления перехода оборудования для СПГ между разными режимами работы, может быть рабочий параметр дистилляционной колонны. Рабочие параметры такой дистилляционной колонны могут включать в себя, например, состав питающего потока колонны, температуру питающего потока колонны, давление в верхней части, расход орошающего потока, состав орошающего потока, температура орошающего потока, расход отгоняющего газа, состав отгоняющего газа и температура отгоняющего газа.
В одном варианте осуществления возможно применение двухколонной конфигурации в системе для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Такая система включает в себя первую дистилляционную колонну (например, колонну для удаления тяжелых фракций) и вторую дистилляционную колонну (например, метаноотгонную колонну, этаноотгонную колонну или пропаноотгонную колонну). Тяжелые жидкости можно концентрировать и удалять из нижней части колонны для удаления тяжелых фракций, а после этого можно направлять во вторую дистилляционную колонну. Вторая колонна может работать, обеспечивая стабилизацию кубового продукта и посылку более легких компонентов в верхнюю часть, что, в конечном счете, заканчивается получением СПГ-продукта. В соответствии с одним вариантом осуществления работу дистилляционных колонн осуществляют таким образом, который позволяет получать лишь достаточно тяжелый материал в верхней части колонны для обеспечения требуемого содержания БТЕ в СПГ, а также для стабилизации потока кубового продукта путем удаления нежелательных легких компонентов. При такой двухколонной конфигурации можно корректировать один или несколько рабочих параметров одной или обеих дистилляционных колонн, чтобы обеспечить оборудованию для СПГ возможность перехода к двум разным режимам работы. Различные рабочие параметры, которые можно корректировать, чтобы обеспечить оборудованию для СПГ возможность перехода к двум разным режимам работы, подробно рассматриваются ниже со ссылками на фиг. 1-7.
Оборудование для СПГ, способное работать в соответствии с настоящим изобретением, может иметь множество конфигураций. Структурные схемы и устройства, изображенные на фиг. 1-7, представляют собой несколько вариантов осуществления предлагаемого оборудования для СПГ, выполненного с возможностью эффективной поставки СПГ-продуктов на два или более рынков с разными спецификациями. На фиг. 1Ь, 2Ь, 3Ь, 3с, 36, 3е, 4Ь, 5Ь, 6Ь и 7Ь представлены различные варианты осуществления встроенной системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ предлагаемого оборудования для СПГ. Специалисты в данной области техники поймут, что на фиг. 1-7 представлены только схемы, и поэтому многие единицы оборудования, которые потребовались бы в промышленной установке для успешной работы, не показаны из соображений ясности иллюстраций. Такие единицы оборудования могут включать в себя, например, устройства регулирования компрессоров, средства измерений расхода и уровня и соответствующие контроллеры, устройства регулирования температуры и давления, насосы, электрические двигатели, фильтры, дополнительные теплообменники и клапаны, и т.д. Эти единицы оборудования могут быть предусмотрены в соответствии со стандартной практикой в этой области техники.
Чтобы облегчить понимание фиг. 1-7, в нижеследующей табл. 1 приведен перечень цифровых позиций, употреблявшихся при обозначении сосудов, оборудования и труб для вариантов осуществления, представленных на фиг. 1а-7Ь.
- 6 015525
Таблица 1
| Фиг. 1-7: ПЕРЕЧЕНЬ ЦИФРОВЫХ ПОЗИЦИЙ | ||
| Цифровые позиции | Единица (единицы) оборудования | Применяемые чертежи, |
| 1-99 | Сосуды и оборудования | Фиг. 1а, 2а, За, 4а, 5а, 6а, 7а |
| 100-199 | Трубы, содержащие в основном метан | Фиг. 1а, 2а, За, 4а, 5а, 6а, 7а |
| 200-299 | Трубы, содержащие в основном этан | Фиг. 1а, 2а, За, 4а, 5а, 6а, 7а |
| 300-399 | Трубы, содержащие в основном пропан | Фиг. 1а, 2а, За, 4а, 5а, 6а, 7а |
| 400-499 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 1Ь |
| 500-599 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 2Ь |
| 600-699 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 3, Зс, 3ά, Зе |
| 700-799 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 4Ь |
| 800-899 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 5Ь |
| 900-999 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 6Ь |
| 1000-1099 | Сосуды, оборудование или трубы | Фиг. 7Ь |
Предлагаемое оборудование для СПГ, изображенное на фиг. 1-7, обеспечивает охлаждение природного газа до его температуры сжижения с помощью каскадного охлаждения в сочетании с расширительным охлаждением. Каскадное охлаждение осуществляется в трех механических холодильных циклах: это пропановый холодильный цикл, после которого следует этиленовый холодильный цикл, после которого следует метановый холодильный цикл. Метановый холодильный цикл предусматривает наличие секции теплообменного охлаждения, за которой следует секция расширительного охлаждения. Оборудование для СПГ, изображенное на фиг. 1-7, также включает в себя систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, расположенную ниже по течению от пропанового холодильного цикла, для удаления тяжелых углеводородных компонентов из обработанного природного газа и выделения получающихся ГКЖ.
Фиг. 1а и 1Ь иллюстрируют один вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ. Система, показанная на фиг. 1, может последовательно охлаждать природный газ до его температуры сжижения через посредство трех механических холодильных циклов в сочетании с секцией расширительного охлаждения, как подробно описывается ниже. На фиг. 1Ь изображен один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ. Линии А, В и С иллюстрируют, как система для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенная на фиг. 1Ь, встроена в оборудование для СПГ согласно фиг. 1а. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, обеспечивается работа оборудования для СПГ, позволяющая максимизировать выделение пропана и более тяжелых компонентов в СПГ-продукте (что также называется выделением С3+) .
Как показано на фиг. 1а, основные компоненты пропанового холодильного цикла включают в себя пропановый компрессор 10, пропановый холодильник 12, пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления, пропановый холодильный аппарат (чиллер) 16 промежуточной ступени и пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления. Основные компоненты этиленового холодильного цикла включают в себя этиленовый компрессор 20, этиленовый холодильник 22, этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени, этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 28 ступени низкого давления и этиленовый экономайзер 30. Основные компоненты участка косвенного теплообмена метанового холодильного цикла включают в себя метановый компрессор 32, метановый холодильник 34,
- 7 015525 основной метановый экономайзер 36 и вспомогательный метановый экономайзер 38. Основные компоненты секции расширительного теплообмена метанового холодильного цикла включают в себя метановый детандер 40 ступени высокого давления, метановый барабан 42 мгновенного испарения ступени высокого давления, метановый барабан 44 мгновенного испарения промежуточной ступени и метановый барабан 46 мгновенного испарения ступени низкого давления.
Теперь будет приведено более подробное описание работы оборудования для СПГ, изображенного на фиг. 1а, начиная с пропанового холодильного цикла. Пропан сжимают в многоступенчатом (например, трехступенчатом) пропановом компрессоре 10, приводимом в действие, например, приводом на основе газовой турбины (не показан). Три ступени сжатия предпочтительно образуют один агрегат, хотя каждая ступень может быть и отдельным агрегатом, а агрегаты могут быть механически соединены друг с другом с целью приведения их в действие одним-единственным приводом. После сжатия пропан пропускают по трубе 300 в пропановый холодильник 12, где пропан охлаждается и сжижается за счет косвенного теплообмена с внутренней текучей средой (например, воздухом или водой). Характерные абсолютное давление и температура сжиженного пропанового хладагента, выходящего из пропанового холодильника 12, составляют примерно 38°С (100°Т) и примерно 1310 кПа (примерно 190 фн-с/кв.д). Поток из пропанового холодильника 12 проходит по трубе 302 в средство снижения давления, проиллюстрированное в форме расширительного клапана 56, в котором давление сжиженного пропана снижается за счет обычного испарения или мгновенного испарения его части. Получаемый двухфазный продукт затем протекает по трубе 304 в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления. Пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления охлаждает поступающие потоки метана, включающие в себя оборотный поток метанового хладагента в трубе 152, питающий поток природного газа в трубе 100 и оборотный поток этиленового хладагента в трубе 202, с помощью средств 4, 6 и 8 косвенного теплообмена, соответственно. Охлажденный газ, представляющий собой метановый хладагент, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления по трубе 154 и подается в основной метановый экономайзер 36, который будет рассмотрен подробнее в следующем разделе.
Охлажденный поток природного газа из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления также называемый в данной заявке потоком, богатым метаном, течет по трубе 102 в разделительный сосуд 58, где разделяются газовая и жидкая фазы. Жидкая фаза, которая может быть богата С3+-компонентами, удаляется по трубе 303. Паровая фаза удаляется по трубе 104 и подается в пропановый холодильный аппарат 16 промежуточной ступени, в котором поток охлаждается с помощью средства 62 косвенного теплообмена. Получаемый парожидкостной поток затем направляется в пропановый холодильный аппарат 18 ступени низкого давления по трубе 112, где этот поток охлаждается с помощью средства 64 косвенного теплообмена. После этого охлажденный поток, богатый метаном, течет по трубе 114 и попадает в этиленовый холодильный аппарат 24 ступени высокого давления, который будет рассмотрен подробнее в следующем разделе.
Газообразный пропан из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления возвращается к входному отверстию пропанового компрессора 10 по трубе 306. Остальной - жидкий пропан пропускается по трубе 308 через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме расширительного клапана 72, в котором происходит обычное испарение или мгновенное испарение дополнительной части сжиженного пропана. Получаемый охлажденный двухфазный поток попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 16 промежуточной ступени через посредство трубы 310, что обеспечивает охлаждающее вещество для холодильного аппарата (чиллера) 16. Часть пара пропанового хладагента выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 16 промежуточной ступени по трубе 312 и подается к входному отверстию пропанового компрессора 10. Жидкая часть вытекает из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 16 промежуточной ступени по трубе 314 и пропускается через средство снижения давления, изображенное здесь в форме расширительного клапана 73, после чего часть потока пропанового хладагента испаряется. Получаемый парожидкостной поток затем попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления по трубе 316 и действует в этом аппарате как охлаждающее вещество. Поток испаренного пропанового хладагента затем выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 318 и направляется к входному отверстию ступени низкого давления пропанового компрессора 10, после чего сжимается и оборачивается посредством вышеописанного пропанового холодильного цикла.
Как отмечалось выше, поток этиленового хладагента в трубе 202 охлаждается в пропановом холодильном аппарате (чиллере) 14 ступени высокого давления с помощью средства 8 косвенного теплообмена. Охлажденный поток этиленового хладагента затем выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления по трубе 204. Частично конденсированный поток попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 16 промежуточной ступени, где дополнительно охлаждается с помощью средства 66 косвенного теплообмена.
Двухфазный поток этилена затем направляется в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления через посредство трубы 206, и при этом поток полностью конденсируется или почти полностью конденсируется с помощью средства 68 косвенного теплообмена. Поток этиленового
- 8 015525 хладагента затем подается по трубе 208 в разделительный сосуд 70, паровая часть, если она есть, удаляется по трубе 210. Жидкий этиленовый хладагент затем подается в этиленовый экономайзер 30 через посредство трубы 212. Этиленовый хладагент в этом месте процесса обычно имеет температуру примерно -31°С (-24°Р) и абсолютное давление примерно 285 фн-с/кв.д.
Обращаясь теперь к этиленовому холодильному циклу, изображенному на фиг. 1а, отмечаем, что этилен в трубе 212 попадает в этиленовый экономайзер 30 и охлаждается с помощью средства 75 косвенного теплообмена. Недоохлажденный поток жидкого полиэтилена течет по трубе 214 в средство снижения давления, изображенное здесь в форме расширительного клапана 74, после чего часть потока мгновенно испаряется. Охлажденный парожидкостной поток затем попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления по трубе 215. Поток, богатый метаном, выходящий из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, где дополнительно конденсируется с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Охлажденный поток, богатый метаном, выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления, после чего часть потока направляется по трубе В в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, используемую при осуществлении способа согласно фиг. 1Ь. Подробности фиг. 1Ь будут рассмотрены в следующем разделе. Остальной охлажденный поток, богатый метаном, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени.
Пар этиленового хладагента выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления по трубе 216 и направляется обратно в этиленовый экономайзер 30, подогревается с помощью средства 76 косвенного теплообмена, а затем подается по трубе 218 к входному отверстию ступени высокого давления этиленового компрессора 20. Жидкая часть потока этиленового хладагента выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления по трубе 220, а затем дополнительно охлаждается в средстве 78 косвенного теплообмена этиленового экономайзера 30. Получаемый охлажденный поток этилена выходит из этиленового экономайзера 30 по трубе 222 и проходит через средство снижения давления, изображенное здесь в форме расширительного клапана 80, после чего часть этилена мгновенно испаряется.
Таким же образом, как он попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, двухфазный поток хладагента попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени по трубе 224, причем он действует как охлаждающее вещество для потока природного газа, текущего через средство 84 косвенного теплообмена. Охлажденный поток, богатый метаном, выходящий из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени по трубе А, конденсирован полностью или почти полностью. Затем этот поток направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, используемую при осуществлении способа согласно фиг. 1Ь, что будет подробнее описано ниже.
Паровая и жидкая части потока этиленового хладагента выходят из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени по трубам 226 и 228, соответственно. Поток газа в трубе 226 объединяется с еще одним потоком пара этилена, который следует рассмотреть, в трубе 238. Объединенный поток этиленового хладагента попадает в этиленовый экономайзер 30 по трубе 239, подогревается с помощью средства 86 косвенного теплообмена и подается к входному отверстию ступени низкого давления этиленового компрессора 20 по трубе 230. Поток, вытекающий из ступени низкого давления этиленового компрессора 20, направляется в межступенчатый холодильник 88, охлаждается и возвращается к отверстию ступени высокого давления этиленового экономайзера 30. В предпочтительном варианте две ступени компрессора выполнены в виде единого модуля, хотя каждая из них может быть и отдельным модулем, а модули могут быть механически соединены с общим приводом. Сжатый продукт этилена течет в этиленовый холодильник 22 по трубе 236 и при этом охлаждается с помощью косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом и водой). Получаемый поток конденсированного полиэтилена затем вводится по трубе 202 в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления для дополнительного охлаждения, как отмечалось выше.
Жидкая часть потока этиленового хладагента из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени, находящаяся в трубе 228, попадает в этиленовый холодильный аппаратконденсатор 28 ступени низкого давления и охлаждает поток, богатый метаном, в трубе 120 с помощью средства 90 косвенного теплообмена. Поток в трубе 120 представляет собой сочетание потока, бедного тяжелыми фракциями (т. е. богатого легкими углеводородами), идущего из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, применяемой при осуществлении описываемого способа, по трубе С, и оборотного потока метанового хладагента в трубе 158. Как отмечалось ранее, детали системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ будут подробнее описаны ниже. Испаренный этиленовый хладагент из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления течет по трубе 238 и объединяется с парами этилена, идущими из этиленового холодильного аппарата (чиллера) промежуточной ступени по трубе 226. Объединенный поток паров этиленового хладагента затем нагревается с помощью средства 86 косвенного теплообмена в этиленовом экономайзере 30, как описано ранее. Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, выходящий из этиленового холодильного цикла по трубе
- 9 015525
122, может иметь температуру в диапазоне от примерно -123 до примерно -46°С, от примерно -115 до примерно -73°С, или от -101 до -87°С (от примерно -200 до примерно -50°Р, от примерно -175 до примерно -100°Р, или от -150 до -125°Р), и абсолютное давление в диапазоне от примерно 3450 до примерно 4830 кПа, или от 3790 до 5000 кПа (от примерно 500 до примерно 700 фн-с/кв.д, или от 550 до 725 фнс/кв.д).
Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, затем направляется в основной метановый экономайзер 36, где дополнительно охлаждается с помощью средства 92 косвенного теплообмена. Этот поток выходит по трубе 124 и попадает в секцию расширительного охлаждения метанового холодильного цикла. Поток, богатый сжиженным метаном, затем пропускается через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме метанового детандера 40 ступени высокого давления, после чего часть потока испаряется. Получающийся двухфазный продукт попадает в метановый барабан 42 мгновенного испарения ступени высокого давления по трубе 163, и происходит разделение газовой и жидкой фаз. Мгновенно испарившийся газообразный метан ступени высокого давления транспортируется в основной метановый экономайзер 36 по трубе 155, при этом он нагревается с помощью средства 93 косвенного теплообмена и выходит из основного метанового экономайзера 36 по трубе 168 и попадает во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32.
Жидкий продукт из барабана 42 мгновенного испарения ступени высокого давления попадает во вспомогательный метановый экономайзер 38 по трубе 166, причем этот поток охлаждается с помощью средства 39 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток течет по трубе 170 в средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме метанового детандера 44 ступени высокого давления, при этом часть потока сжиженного метана испаряется. Получающийся двухфазный поток, находящийся в трубе 172, затем попадает в метановый барабан 46 мгновенного испарения промежуточной ступени, при этом происходит разделение газовой и жидкой фаз, и они выходят по трубам 176 и 178, соответственно. Часть пара попадает во вспомогательный экономайзер 38, нагревается с помощью средства 41 косвенного теплообмена, а затем снова попадает в основной метановый экономайзер 36 по трубе 188. Этот поток потом нагревается с помощью средства 95 косвенного теплообмена перед подачей к входному отверстию промежуточной ступени метанового компрессора 32 по трубе 190.
Жидкий продукт снизу метанового барабана 46 мгновенного испарения промежуточной ступени затем попадает на последнюю ступень секции расширительного охлаждения, когда направляется по трубе 176 через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь как метановый детандер 48 ступени низкого давления, после чего часть потока жидкости испаряется. Охлажденный продукт со смешанными фазами направляется по трубе 186 в метановый барабан 50 мгновенного испарения ступени низкого давления, при этом происходит разделение паровой и жидкой фаз. Продукт СПГ, который находится под приблизительно атмосферным давлением, выходит из метанового барабана 50 мгновенного испарения ступени низкого давления по трубе 198 и направляется на хранение, и это отображено сосудом 99 для хранения СПГ.
Как показано на фиг. 1а, поток пара выходит из метанового барабана 50 мгновенного испарения ступени низкого давления по трубе 196 и попадает во вспомогательный метановый экономайзер 38, где нагревается с помощью средства 43 косвенного теплообмена. Затем поток проходит по трубе 180 в основной метановый экономайзер 36, где дополнительно охлаждается с помощью средства 97 косвенного теплообмена. Потом пар попадает во входное отверстие промежуточной ступени метанового компрессора 32 через посредство трубы 182. Поток, вытекающий из ступени низкого давления метанового компрессора 32, направляется в межступенчатый холодильник 29, охлаждается и возвращается в отверстие промежуточной ступени метанового компрессора 32. Аналогичным образом, пары метана промежуточной ступени посылаются в межступенчатый холодильник 31, охлаждаются и возвращаются во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32. В предпочтительном варианте осуществления, три ступени компрессора представляют собой единый модуль, хотя каждая из них может быть и отдельным модулем, а модули могут быть механически соединены с общим приводом. Получаемый сжатый продукт метана течет по трубе 192 в метановый холодильник 34 для косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом и водой). Продукт из холодильника 34 затем вводится по трубе 152 в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления для дополнительного охлаждения, как описано выше.
Как отмечалось ранее, поток метанового хладагента из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления попадает по трубе 154 в основной метановый экономайзер 36. Этот поток затем дополнительно охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Получаемый поток метанового хладагента течет по трубе 158 и объединяется с потоком пара, бедным тяжелыми фракциями, в трубе С перед тем, как попадает в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 по трубе 120, как рассмотрено выше.
На фиг. 1Ь изображен один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ предлагаемого оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, показанные на фиг. 1Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 452, вторую дистилляционную колонну 454 и экономизирующий теплообменник 402. В одном варианте осуществления первая дистилляционная ко
- 10 015525 лонна 452 работает как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 454 работает как этаноотгонная колонна. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения орошающий поток в первую дистилляционную колонну 452 состоит преимущественно из метана.
Теперь будет приведено более подробное описание работы системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 1Ь. Частично испаренный поток, богатый метаном, находящийся в трубе В, попадает в экономизирующий теплообменник 402, где этот поток дополнительно конденсируется с помощью средства 404 косвенного теплообмена. Охлажденный поток выходит из экономизирующего теплообменника 402 по трубе 453 и объединяется с потоком, находящимся в трубе А. Получаемый поток затем попадает в разделительный сосуд 406 первой дистилляционной колонны, где происходит разделение паровой и жидкой фаз. Паровые компоненты удаляются по трубе 455, а потом пропускаются через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме турбодетандера 408, после чего получаемый двухфазный поток подается в первую дистилляционную колонну 452 по трубе 456. Жидкая фаза, выходящая из разделительного сосуда 406 первой дистилляционной колонны 452 по трубе 458, проходит через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме расширительного клапана 410, при этом часть потока испаряется. Получаемый парожидкостной поток вводится в первую дистилляционную колонну по трубе 460.
Продукт, содержащий преимущественно метан, выходит из верхней части первой дистилляционной колонны 452 по трубе 462 и проходит через средство 412 регулирования давления, которое предпочтительно представляет собой клапан-регулятор потока, и снова попадает на ступень сжижения по трубе С.
Как показано на фиг. 1Ь, боковой поток приводится в движение по трубе 464 из первой дистилляционной колонны 452 и направляется в экономизирующий теплообменник 402, где жидкость нагревается (повторно выкипает) с помощью средства 414 косвенного теплообмена. Получаемый частично испаренный поток передается по трубе 466 в первую дистилляционную колонну 452, где он применяется как отгоняющий газ. Отгоняющий газ придает энергию части более тяжелых углеводородных компонентов в колонне, которые в противном случае оставались бы в жидком продукте, если бы отгоняющего газа не было, и испаряет эту часть. Отгоняющий газ обеспечивает более точное управление разделением легких и тяжелых компонентов в первой дистилляционной колонне 452, что, в конечном счете, создает возможность методичной коррекции характеристик готового СПГ-продукта, например таких, как теплотворная способность.
Как показано на фиг. 1Ь, жидкий продукт из нижней части первой дистилляционной колонны выходит по трубе 468 и проходит через средство снижения давления, проиллюстрированное здесь в форме расширительного клапана 416, при этом часть потока испаряется. Получаемый двухфазный поток из расширительного клапана 416 затем подается во вторую дистилляционную колонну 454 по трубе 470. Некоторый поток отсасывается из отверстия, находящегося между верхним и нижним колонными отверстиями второй дистилляционной колонны 454, по трубе 472 и направляется в нагреватель 418, где поток частично испаряется (повторно выкипает) за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водяным паром или другой теплопередающей текучей средой). Получаемый поток пара возвращается по трубе 474 во вторую дистилляционную колонну 454 в качестве отгоняющего газа. Получаемый поток жидкости удаляется из теплообменника 418 косвенного теплообмена по трубе 476, а после этого объединяется с жидким продуктом из нижней части второй дистилляционной колонны 454 в трубе 478. Этот объединенный поток представляет собой выделенный СПГ-продукт и направляется на хранение или дальнейшую обработку по трубе 480.
Паровой продукт из верхней части второй дистилляционной колонны 454 течет по трубе 482 через средство 420 регулирования давления, которое предпочтительно представляет собой клапан-регулятор потока, в экономизирующий теплообменник 402 по трубе 483. Этот поток охлаждается и частично конденсируется с помощью средства 422 косвенного теплообмена. Этот двухфазный поток затем пропускается в разделительный сосуд 424 орошения второй дистилляционной колонны по трубе 486, при этом происходит разделение жидкой и паровой фаз. Поток жидкости отклоняется обратно во вторую дистилляционную колонну 454 через посредство трубы 488. Поток пара проходит по трубе 490 в экономизирующий теплообменник 402, где пар охлаждается и частично конденсируется с помощью средства 426 косвенного теплообмена. Этот поток выходит из экономизирующего теплообменника 402 по трубе 492 и направляется в холодильник 428, где дополнительно охлаждается и конденсируется, предпочтительно конденсируется полностью, за счет косвенного теплообмена. Холодильник 428 может быть внешним холодильником или может быть каналом в одном из холодильных агрегатов (например, в этиленовом холодильном агрегате (чиллере) 28), показанных на фиг. 1а. Получаемый конденсированный поток попадает в разделительный сосуд 430 первой дистилляционной колонны по трубе 494, а после этого передается в насос 432 орошающего потока по трубе 496. Недоохлажденный поток жидкости затем выпускается из насоса 432 орошающего потока по трубе 496 в качестве орошающего потока в первую дистилляционную колонну 452.
Вообще говоря, характеристики готового СПГ-продукта можно изменять для обеспечения соответствия различным спецификациям двух или более рынков путем манипулирования одним или несколькими ключевыми технологическими параметрами, например такими, как температура или давление в тех
- 11 015525 нологических сосудах, либо температура, расход или состав потоков, соответствующих этим технологическим сосудам. Такие соответствующие потоки включают в себя, например, орошающий поток колонны, поток отгоняющего газа колонны и питающий поток колонны. Чтобы внести изменения в технологические переменные, можно изменить конфигурацию связанного с ними технологического оборудования. Например, для достижения желаемого результата можно изменить количество, компоновку и/или тип используемого оборудования.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность (ВТС) СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 1Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести следующие поправки в рабочие параметры колонн 452 и/или 454: (1) уменьшить количество компонентов С2+, содержащихся в питающем потоке (питающих потоках) 456 и 460, идущих в первую дистилляционную колонну 452; (2) уменьшить температуру питающих потоков 456, 460, идущих в первую дистилляционную колонну 452; (3) увеличить расход орошающего потока 498, идущего в первую дистилляционную колонну 452; (4) уменьшить температуру орошающего потока 498, идущего в первую дистилляционную колонну 452; (5) увеличить количество С2+компонентов, содержащихся в орошающем потоке 498, идущем в первую дистилляционную колонну 452; (6) уменьшить расход потока 466 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 452; (7) уменьшить температуру потока 466 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 452; (8) увеличить давление в верхней части первой дистилляционной колонны 452; (9) уменьшить количество С3+-компонентов, содержащихся в питающем потоке 470, идущем во вторую дистилляционную колонну 454; (10) уменьшить температуру питающего потока 470, идущего во вторую дистилляционную колонну 454; (11) увеличить расход орошающего потока 488, идущего во вторую дистилляционную колонну 454; (12) уменьшить температуру орошающего потока 488, идущего во вторую дистилляционную колонну 454; (13) уменьшить расход потока 474 после повторного выкипания во вторую дистилляционную колонну 454; (14) уменьшить температуру потока 474 после повторного выкипания во вторую дистилляционную колонну 454; и (15) увеличить давление в верхней части второй дистилляционной колонны 454.
Имеется ряд возможностей влияния на корректировку согласно вышеперечисленным пунктам (1)(15). Например, количество С2+-компонентов, содержащихся в питающем потоке (питающих потоках) 456 и/или 460, идущих в первую дистилляционную колонну 452, можно скорректировать, воспользовавшись методами дополнительного разделения выше по течению. Например, температуру питающих потоков 456, 460, идущих в первую дистилляционную колонну 452, можно уменьшить по меньшей мере примерно на 0,5°С или по меньшей мере на 1,5°С (примерно на 1°Р или по меньшей мере на 3°Р) путем коррекции расходов в теплообменнике 402 или других теплообменниках, расположенных выше по течению. Например, расход орошающего потока 498, идущего в первую дистилляционную колонну 452, можно увеличить, обеспечивая большее охлаждение потока 149 из верхней части второй дистилляционной колонны 454 в теплообменнике 402 (канале 422) . Например, температуру орошающего потока 498, идущего в первую дистилляционную колонну 452, можно уменьшить по меньшей мере на 5°Р, обеспечивая большее охлаждение потока в теплообменнике 402 (канале 422) или теплообменнике 428. Например, количество С2+-компонентов, содержащихся в орошающем потоке 498, идущем в первую дистилляционную колонну 452, можно увеличить по меньшей мере на 10 мол.% путем изменения работы второй дистилляционной колонны 454. Например, расход потока 466 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 452, можно уменьшить с помощью клапанов-регуляторов (не показаны). Например, температуру потока 466 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 452, можно уменьшить по меньшей мере на 5°Р, обеспечивая меньшее нагревание потока в теплообменнике 402 (канале 414). Например, давление в верхней части первой дистилляционной колонны можно увеличить путем ограничения потока продукта из верхней части в линии 462 посредством клапана 412. Например, количество С3+-компонентов, содержащихся в питающем потоке 470, идущем во вторую дистилляционную колонну 454, можно уменьшить путем введения дополнительных разделительных средств или объединения с потоком, богатым метаном, между колоннами 452 и 454. Например, температуру питающего потока 470, идущего во вторую дистилляционную колонну 454, можно уменьшить, сообщая дополнительное охлаждение потоку в трубе 470. Например, расход орошающего потока 488, идущего во вторую дистилляционную колонну 454, можно увеличить, сообщая большее охлаждение потоку 482 продукта из верхней части второй дистилляционной колонны 454 в теплообменнике 402 (канале 422). Например, температуру орошающего потока 488, идущего во вторую дистилляционную колонну 454, можно уменьшить, сообщая большее охлаждение потоку 482 продукта из верхней части второй дистилляционной колонны 454 в теплообменнике 402 (канале 422). Например, расход потока 472 после повторного выкипания во вторую дистилляционную колонну 454 можно уменьшить путем уменьшения объема теплопередачи, имеющей место в ребойлере второй дистилляционной колонны 454. Например, температуру потока 472 после повторного выкипания во вторую дистилляционную колонну 454 можно уменьшить путем уменьшения объема теплопередачи, имеющей место в ребойлере второй дистилляционной колонны 454. Например, давление в верхней части второй дистилляционной колонны 454 можно увеличить
- 12 015525 путем ограничения потока продукта из верхней части в линии 482 посредством клапана 420.
Следует понять, что ВТС СПГ-продукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 1а и 1Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
В нижеследующей табл. 2 приведен перечень широких и узких диапазонов для различных свойств выбранных потоков, проиллюстрированных на фиг. 1Ь.
Таблица 2
| СВОЙСТВА ПОТОКОВ, ПРОИЛЛЮСТРИРОВАННЫХ НА ФИГ. 1Ь | ||||||
| Номер потока | Температура (°Г) | :Абсолютное давление (фн-с/кв.д) | С2+ (моляр. %) | |||
| Широкий диапазон | Узкий диапазон | Широкий диапазон | Узкий диапазон | Широкий диапазон | Узкий диапа- зон | |
| 456 | от -125 до -50 | от -115 до -65 | 300-1200 | 400-800 | 2-30 | 4-15 |
| 4 60 | от -110 ДО -25 | от -80 до -40 | 300-1200 | 400-800 | 5-50 | 10-40 |
| 466 | от -50 до 100 | от 0 до 50 | 300-1200 | 400-800 | 30-90 | 50-80 |
| 498 | от -180 до -80 | от -160 до -110 | 300-1200 | 400-800 | 20-80 | 40-70 |
| 462 | от -140 до -60 | от -110 до -7 5 | 300-1200 | 400-800 | 1-25 | 2-15 |
| 468 | от -50 до 120 | от -10 до 50 | 200-1000 | 300-600 | 30-90 | 50-80 |
| 470 | от -60 до 100 | от -20 до 4 5 | 200-1000 | 300-600 | 30-90 | 50-80 |
| 474 | от 0 до 200 | от 30 до 150 | 200-1000 | 300-600 | 40-99 | 75-95 |
| 488 | от -75 до 75 | от -2 5 до 25 | 200-1000 | 300-600 | 30-95 | 40-80 |
| 482 | от -50 до 120 | от -10 до 50 | 200-1000 | 300-600 | 20-80 | 40-70 |
| 478 | от -100 до 60 | от -60 до 10 | 200-1000 | 300-600 | 40-99 | 75-95 |
На фиг. 2а и 2Ь изображен еще один вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ, выполненного с возможностью эффективной поставки СПГ-продуктов, удовлетворяющих существенно разным спецификациям продуктов. На фиг. 2Ь изображен один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ согласно настоящему изобретению. Линии В, Ρ, Ν, О и Р показывают, как секция сжижения, показанная на фиг. 2а объединена с системой для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, изображенного на фиг. 2Ь. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, конфигурация и работа оборудования для СПГ могут быть обеспечивающими максимизацию выделения С3+ в СПГ-продукте.
Основные компоненты пропанового и этиленового циклов охлаждения ступени сжижения, представленной с помощью фиг. 2а, пронумерованы так же, как те, которые перечислены ранее для фиг. 1а. Кроме того, в метановом цикле, показанном на фиг. 2а, применяется компрессор 31 оборотного потока.
Теперь будет приведено более подробное описание работы оборудования для СПГ, изображенного на фиг. 2а, в контексте ее отличий от системы, описанной ранее применительно к фиг. 1а. На фиг. 2а показано, что охлажденный поток, богатый метаном, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 114. Этот поток затем попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток, богатый метаном, выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления по трубе В и направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 2Ь, после чего подвергается дополнительной обработке, что будет пояснено подробнее в следующем разделе.
Поток, богатый метаном, затем попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежу
- 13 015525 точной ступени, показанный на фиг. 2а, из еще одной системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, которую следует рассмотреть и которая изображена на фиг. 2Ь, по трубе Е. Этот поток затем дополнительно охлаждается в этиленовом холодильном аппарате (чиллере) 26 промежуточной ступени с помощью средства 84 косвенного теплообмена. Недоохлажденный поток жидкости выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени и объединяется с жидким метановым хладагентом, выходящим из основного метанового экономайзера 36 по трубе 158. Объединенный поток направляется по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, где охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена. Помимо охлаждения потока, богатого метаном, этиленовый холодильный аппарат 28 ступени низкого давления также действует как конденсатор с помощью средства 91 косвенного теплообмена для еще одного потока, который следует рассмотреть, из трубы Ν, показанной на фиг. 2Ь. Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, показанный на фиг. 2а, выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе 122 и проходит через ступени охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, подробно рассмотренного ранее. Жидкость, получаемая в результате расширения на последней ступени, представляет собой СПГ-продукт.
В метановом холодильном цикле согласно фиг. 2а еще один поток, который следует рассмотреть, из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ попадает в метановый экономайзер 36 по трубе Р, причем этот поток охлаждается с помощью средства 81 косвенного теплообмена. Получаемый поток затем направляется по трубе 191 в компрессор 31 оборотного потока, после чего сжатый вытекающий поток движется по трубе 193 и объединяется с оборотным потоком метанового хладагента в трубе 154, идущей от выходного отверстия пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления.
Этот составной поток затем попадает в основной метановый экономайзер 36, где охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Затем происходит оборачивание потока по трубе 158, и он объединяется с потоком, богатым метаном и выходящим из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени, как отмечалось ранее. Объединенный поток затем попадает в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления по трубе 120 и проходит через технологические стадии, описанные ранее в связи с фиг. 1а.
Обращаясь теперь к фиг. 2Ь, отмечаем, что здесь изображен еще один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ предлагаемого оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, показанные на фиг. 2Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 552, вторую дистилляционную колонну 554, экономизирующий теплообменник 502, детандер 504 и питающий уравнительный сосуд 506. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения первая дистилляционная колонна 552 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 554 может работать как этаноотгонная колонна. В одном варианте осуществления предлагаемого оборудования для СПГ, орошающий поток в первую дистилляционную колонну 552 может быть потоком преимущественно метана.
Теперь будет приведено более подробное описание работы системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, представленной на фиг. 2Ь. Частично испаренный поток, вытекающий из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления, течет в трубу В, показанную на фиг. 2а, как отмечалось ранее, а потом попадает в питающий уравнительный сосуд 506, показанный на фиг. 2Ь, где происходит разделение пара и жидкости. Часть пара попадает в питающий детандер 504 первой дистилляционной колонны по трубе 520, при этом часть потока конденсируется. Охлажденный парожидкостной поток подается по трубе 524 рядом с нижней частью первой дистилляционной колонны 552. Паровой продукт из верхнего отверстия первой дистилляционной колонны 552, показанной на фиг. 2Ь, направляется по трубе Е во входное отверстие этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени, показанной на фиг. 2а, как отмечалось ранее. Затем поток преимущественно метана охлаждается и, в конечном счете, станет готовым СПГ-продуктом.
Поток жидкости выходит из питающего уравнительного сосуда 506 по трубе 522, после чего объединяется с жидким продуктом из нижнего отверстия первой дистилляционной колонны 552 в трубе 526. Этот составной поток движется по трубе 528 в экономизирующий теплообменник 502, где нагревается с помощью средства 514 косвенного теплообмена. Получаемый поток питает вторую дистилляционную колонну 554 по трубе 530. Жидкий продукт из нижнего отверстия второй дистилляционной колонны 554 представляет собой готовый СПГ-продукт. На фиг. 2Ь показано, что СПГ-продукт направляется по трубе 550 на дальнейшую обработку или хранение.
Некоторый поток отсасывается из бокового отверстия второй дистилляционной колонны 554 по трубе 540. Этот поток попадает в нагреватель 512, где нагревается (повторно выкипает) за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водяным паром или другой теплопередающей текучей средой). Получаемый пар возвращается по трубе 542 во вторую дистилляционную колонну 554, где применяется в качестве отгоняющего газа. Поток пара из верхнего отверстия второй дистилляционной колонны 554 движется по трубе 532 в экономизирующий теплообменник 502, где частично конденсируется с помощью средства 516 косвенного теплообмена. Получаемый частично сжиженный поток
- 14 015525 направляется по трубе 534 в питающий уравнительный сосуд 508 второй дистилляционной колонны, после чего происходит разделение пара и жидкости.
Поток пара выходит из верхнего уравнительного сосуда 508 по трубе Р, показанной на фиг. 2Ь, и попадает в основной метановый экономайзер 36, показанный на фиг. 2а. Этот поток охлаждается, сжимается и возвращается обратно к входному отверстию этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления, о чем говорилось ранее. Как показано на фиг. 2Ь, жидкая фаза из разделительного сосуда 508 второй дистилляционной колонны попадает во всасывающее отверстие насоса 510 орошающего потока по трубе 536. Часть выпуска из насоса 510 орошающего потока посылается во вторую дистилляционную колонну 554 в качестве орошающего потока по трубе 538. Остаток потока направляется по трубе Ν, показанной на фиг. 2Ь, к входному отверстию этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления, который показан на фиг. 2а, что отмечалось выше. Как показано на фиг. 2а, часть потока попадает в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, где охлаждается с помощью средства 91 косвенного теплообмена. Охлажденный поток выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе О. В целях регулирования температуры потока в трубе О, часть жидкости в трубе Ν можно пускать в обход этиленового холодильного аппарата-конденсатора ступени низкого давления по трубе 121, что регулируется клапаном 125. Например, чтобы уменьшить температуру потока в трубе О, можно закрыть клапан 125, уменьшая расход через трубу 121 и тем самым обеспечивая больший охлаждаемый поток посредством этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления. После этого, получаемый поток в трубе О посылается в первую дистилляционную колонну 552 в качестве орошающего потока.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 2Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 552 и/или 554: (1) уменьшить температуру питающего потока 524, идущего в первую дистилляционную колонну 552; (2) увеличить расход орошающего потока О, идущего в первую дистилляционную колонну 552; (3) уменьшить температуру орошающего потока О, идущего в первую дистилляционную колонну 552; (4) увеличить давление в верхней части первой дистилляционной колонны 552; (5) уменьшить температуру питающего потока 530, идущего во вторую дистилляционную колонну 554; (6) увеличить расход орошающего потока 538, идущего во вторую дистилляционную колонну 554; (7) уменьшить температуру орошающего потока 538, идущего во вторую дистилляционную колонну 554; (8) уменьшить расход потока 542 отгоняющего газа, идущего во вторую дистилляционную колонну 554; (9) уменьшить температуру потока 542 отгоняющего газа, идущего во вторую дистилляционную колонну 554; и (10) увеличить давление в верхней части второй дистилляционной колонны 554.
Как подробно описано ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пп.(1)-(10), включая те способы, которые хорошо известны специалисту в области эксплуатации установок для получения СПГ. Например, в соответствии с этим вариантом осуществления температуру орошающего потока О, идущего в первую дистилляционную колонну 552, можно уменьшить, закрывая клапан 125 для нагнетания большего потока, подлежащего охлаждению, через этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, как говорилось ранее.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГпродукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 2а и 2Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
На фиг. 3а изображен дополнительный вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ, выполненного с возможностью эффективной поставки СПГ-продукта, удовлетворяющего существенно разным спецификациям двух или более рынков. На фиг. 3Ь-3е представлены несколько вариантов осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ согласно настоящему изобретению. На фиг. 3Ь представлен один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, предусматривающий применение компрессора оборотного потока. На фиг. 3с изображен другой вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, предусматривающий применение компрессора оборотного потока. На фиг. 36 показан дополнительный вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, в которой применяется детандер для охлаждения и частичной конденсации питающего потока дистилляционной колонны. Еще один вариант осуществления, изображенный на фиг. 3е, предназначен для максимизации выделения С3+ (98+%) в СПГ-продукте путем введения более тяжелых углеводородов (т.е. С4и С5-углеводородов) в орошающий поток колонны. Линии Ό, I. В, Р, Е, Ь, К, М и С показывают, как системы, представленные на фиг. 3Ь-3е, встроены в оборудовании для СПГ, показанное на фиг. 3а.
Основные компоненты стадии сжижения предлагаемого оборудования для СПГ, показанного на фиг. 3а, являются такими же, как те, которые описаны в связи с фиг. 1а. Теперь будет приведено описание работы оборудования для СПГ, изображенного на фиг. 2а, в контексте ее отличий от работы, подробно описанной ранее применительно к фиг. 1а.
- 15 015525
Частично испаренный поток, обогащенный метаном, выходит из пропанового холодильного агрегата 18 ступени низкого давления по трубе 114, после чего часть потока направляется по трубе Ό в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, изображенного на фиг. 3Ь, 3с, 36 или 3е. На фиг. 3Ь-3е изображены несколько альтернативных вариантов предлагаемой системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, каждый из этих вариантов будет подробнее рассмотрен в следующих разделах. Перед тем как попасть в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, поток из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ в трубе 1, идущей от системы, показанной на фиг. 3Ь, 3с, 36 или 3е, объединяется с потоком, богатым метаном, в трубе 114. На фиг. За показано, что объединенный поток попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток затем направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 3Ь, 3с, 36 или 3е, по трубе В. Этот поток подвергается дальнейшей обработке, как будет подробнее описано ниже, а затем возвращается по трубе Р в этиленовый холодильный аппарат 26 промежуточной ступени, где охлаждается с помощью средства 84 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени, после чего объединяется с оборотным потоком метанового хладагента в трубе 158 аналогично тому, как это было подробно описано применительно к фиг. 1а.
В соответствии с фиг. 3 а объединенный поток течет по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, где охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена. Помимо охлаждения потока, богатого метаном, этиленовый холодильный аппарат ступени низкого давления, показанный на фиг. 3а, также работает и как конденсатор для еще одного потока, который следует рассмотреть, из трубы N в системах для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, представленных на фиг. 3Ь, 3с, 36 или 3е. Получаемый поток, богатый метаном, конденсирован, по меньшей мере, частично, или конденсирован полностью, и выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления, показанного на фиг. 3а, после чего объединяется с потоком из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ в трубе М. Этот составной поток попадает в основной метановый экономайзер и проходит через сегменты охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, как подробнее рассмотрено выше в связи с фиг. 1а. Аналогичным образом, жидкая часть из конечной расширительной ступени представляет собой готовый СПГ-продукт.
В метановом холодильном цикле, показанном на фиг. 3 а, дополнительный поток в трубе С из еще одной системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, которую следует рассмотреть, объединяется с потоком, вытекающим из основного метанового экономайзера 36, в трубе 168 перед тем, как попасть во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32. Получаемый поток сжатого метанового хладагента направляется по трубе 192 в метановый холодильник 34, где этот поток охлаждается за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Перед тем как попасть в пропановый холодильный агрегат (чиллер) 14 ступени высокого давления, часть метанового хладагента направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 3Ь, 3с, 36 или 3е, по трубе Е. Остаток потока метанового хладагента, показанного на фиг. 3а, направляется по трубе 152 в пропановый холодильный агрегат (чиллер) 14 ступени высокого давления, как сказано выше.
Теперь, со ссылками на фиг. 3Ь, будет описан один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, показанные на фиг. 3Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 652, вторую дистилляционную колонну 654, экономизирующий теплообменник 602 и компрессор 608 орошающего потока. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения орошающий поток в первую дистилляционную колонну 652 может быть потоком преимущественно метана.
Теперь будет приведено более подробное описание работы предлагаемой системы, изображенной на фиг. 3Ь. Как отмечалось ранее, потоки в трубах Ό и В имеют свое начало в оборудовании, изображенном на фиг. 3а. Труба Ό содержит часть частично конденсированного потока, богатого метаном, выходящего из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления, как показано на фиг. 3а. Поток в трубе В представляет собой охлажденный поток, вытекающий из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления, представленного на фиг. 3 а. Как показано на фиг. 3Ь, потоки в трубах Ό и В объединяются перед подачей в первую дистилляционную колонну 652. В одном варианте осуществления поток в трубе В холоднее, а поток в трубе Ό можно увеличить с помощью клапана 625 в соответствии с потребностью в коррекции температуры питающего потока в первую дистилляционную колонну в трубе 626. Паровой продукт из верхнего отверстия первой дистилляционной колонны 652, показанной на фиг. 3Ь, выходит по трубе Р и попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени, показанный на фиг. 3 а, как отмечалось ранее, становясь, в конце концов, готовым СПГ-продуктом.
Два боковых потока отсасываются из первой дистилляционной колонны 652 по трубам 628 и 630. Поток в трубе 628 попадает в экономизирующий теплообменник 602, где нагревается (повторно выкипа
- 16 015525 ет) и, по меньшей мере, частично испаряется с помощью средства 612 косвенного теплообмена. Боковой поток в трубе 630 действует как охлаждающее вещество для еще одного парового продукта, который следует рассмотреть, из верхней части второй дистилляционной колонны 654 в конденсаторе 620. Получаемые, по меньшей мере - частично, а предпочтительно - полностью испаренные потоки объединяются в трубе 636 перед тем, как снова попадают в первую дистилляционную колонну 652. Эти в основном испаренные потоки затем действуют как отгоняющий газ в первой дистилляционной колонне 652.
Жидкий продукт из нижней части первой дистилляционной колонны 652 питает вторую дистилляционную колонну 654 через посредство трубы 638. Боковой поток отсасывается из второй дистилляционной колонны 654 по трубе 666 и проходит через нагреватель 612, где пар повторно выкипает (нагревается) за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водяным паром или другой теплопередающей текучей средой). Часть потока испаряется и направляется из нагревателя 612 по трубе 668 во вторую дистилляционную колонну 654, где применяется в качестве отгоняющего газа. Остальная жидкость вытекает из теплообменника 612 по трубе 672 и объединяется с жидким продуктом из нижнего отверстия второй дистилляционной колонны 654 в трубе 670. Этот составной поток представляет собой готовый СПГ-продукт, который в одном варианте осуществления может состоять преимущественно из пропана и более тяжелых компонентов. Поток СПГ направляется по трубе 676 на дальнейшую обработку и/или хранение.
Паровой продукт выходит из верхней части второй дистилляционной колонны 654 по трубе 640, а после этого конденсируется с помощью конденсатора 620 за счет косвенного теплообмена с боковым потоком из первой дистилляционной колонны 652 в трубе 630, как описано ранее. Получаемый охлажденный, по меньшей мере, частично конденсированный поток течет по трубе 642 в разделительный сосуд 604 второй дистилляционной колонны, где происходит разделение паровой и жидкой фаз. Жидкая часть течет по трубе 662 во всасывающее отверстие насоса 606 орошающего потока. Затем поток выпускается в трубу 664 и применяется в качестве потока орошения первой дистилляционной колонны 652.
Поток пара выходит из разделительного сосуда 604 второй дистилляционной колонны по трубе 634. Одну часть потока пара можно направлять по трубе 644 для использования в других приложениях или в качестве топлива. Другую долю парового продукта можно направлять по трубе О к входному отверстию ступени высокого давления метанового компрессора 32, показанного на фиг. 3а, как описано ранее.
В соответствии с фиг. 3Ь остальной паровой продукт направляется по трубе 646 к входному всасывающему отверстию компрессора 608 орошающего потока. Сжатый пар движется по трубе 648 и попадает в экономизирующий теплообменник 602, где пар охлаждается с помощью средства 616 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из экономизирующего теплообменника 602 по трубе К и попадает в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, показанный на фиг. 3а, где пар дополнительно охлаждается и конденсируется с помощью средства 91 косвенного теплообмена. Частично конденсированный, а предпочтительно полностью конденсированный поток выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 ступени низкого давления по трубе Ь и посылается в первую дистилляционную колонну 652, показанную на фиг. 3Ь, в качестве орошающего потока. Часть орошающего потока можно направлять по трубе М для объединения с потоком, несущим СПГ под повышенным давлением, в трубе 122, показанной на фиг. 3а. Как говорилось ранее, этот составной поток, в конечном счете, станет готовым СПГ-продуктом.
Как упоминалось ранее, перед тем, как попасть в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления, часть потока метанового хладагента в трубе 152 направляется по трубе Е в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 3Ь, 3с, 3й и 3е. На фиг. 3Ь показано, что поток в трубе Е попадает в экономизирующий теплообменник 602, где охлаждается с помощью средства 614 косвенного теплообмена. Получаемый поток течет по трубе 1 и объединяется с потоком, вытекающим из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 14 ступени высокого давления, как говорилось ранее.
Теперь со ссылками на фиг. 3с будет описан другой вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты и работа системы, показанной на фиг. 3с, являются такими же, как те, которые описаны в связи с фиг. 3Ь. Однако в варианте осуществления, показанном на фиг. 3с, используется насос 609 орошающего потока вместо использовавшегося компрессора орошающего потока согласно фиг. 3Ь. Охлажденный поток в трубе Ь выходит из этиленового холодильного аппарата ступени высокого давления, показанного на фиг. 3 а, а потом попадает во всасывающее отверстие насоса 609 орошающего потока, показанного на фиг. 3с. Проток выпускается в трубу 660, после чего часть его может направляться в поток, несущий СПГ под повышенным давлением, в трубе 122, показанной на фиг. 3а, по трубе М, как говорилось ранее. В соответствии с фиг. 3с, остальная часть потока возвращается в трубе 660 в первую дистилляционную колонну 652 в качестве орошающего потока.
Теперь, со ссылками на фиг. 3й будет описан еще один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, изображенные на фиг. 3й, являются такими же, как те, которые описаны в связи с фиг. 3Ь. Однако в варианте осуществления, показанном на фиг. 3с, используется разделительный сосуд 611 и детандер 613 для пода
- 17 015525 чи в первую дистилляционную колонну 652.
Теперь будет приведено подробное описание работы системы, изображенной на фиг. 36, в контексте ее отличий от работы системы, описанной применительно к фиг. 3Ь. В соответствии с фиг. 36 потоки в трубах В и Ό подаются из оборудования, показанного на фиг. 3а. На фиг. 36 показано, что потоки в трубе 626 направляются в разделительный сосуд 611, где происходит разделение пара и жидкости, и выходят по трубам 660 и 662, соответственно. Поток жидкости затем подается непосредственно в первую дистилляционную колонну 652. Часть пара из разделительного сосуда 611 попадает в детандер 613, после чего давление снижается, и часть пара конденсируется. Получаемый парожидкостной поток затем подается в первую дистилляционную колонну 652 по трубе 664. В остальном процесс осуществляется так же, как описано в соответствии с вариантом осуществления, изображенным на фиг. 3Ь.
Еще один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ изображен на фиг. 3е. Основные компоненты системы, изображенные на фиг. 3е, являются такими же, как те, которые перечислены в варианте осуществления, изображенном на фиг. 3Ь. Кроме того, система, изображенная на фиг. 3е, может работать аналогично системе для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанной на фиг. 3Ь. Вместе с тем, в системе согласно фиг. 3е применятся дополнительный орошающий поток, содержащий более тяжелые углеводородные компоненты (например, С4- и С5-компоненты), для достижения высокого выделения пропана в СПГ-продукте.
Теперь будет приведено подробное описание работы системы, изображенной на фиг. 3е, в контексте ее отличий от системы, представленной на фиг. 3Ь. Пар из второй дистилляционной колонны 654, идущий в трубе 646, сжимается компрессором 608 оборотного потока. Получаемый поток протекает по трубе 648, где объединяется с дополнительным орошающим потоком, содержащим более тяжелые углеводородные компоненты, предпочтительно - С4- и С5-компоненты, и идущим в трубе 680. Составной поток попадает в экономизирующий теплообменник 602, где охлаждается с помощью средства 616 косвенного теплообмена. Охлажденный поток движется по трубе К в этиленовый холодильный агрегатконденсатор 28 ступени низкого давления, показанный на фиг. 3а. Как описано выше в связи с фиг. 3а и 3Ь, этот поток дополнительно охлаждается и конденсируется перед тем, как возвращается в первую дистилляционную колонну 652 в качестве орошающего потока.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения ВТС СПГ-продукта можно корректировать путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 3Ь-3е. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 652 и/или 654: (1) уменьшить температуру питающего потока 626, идущего в первую дистилляционную колонну 652; (2) уменьшить температуру орошающего потока Ь, идущего в первую дистилляционную колонну 652; (3) уменьшить температуру потока 636 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 652; (4) увеличить расход орошающего потока Ь, идущего в первую дистилляционную колонну 652; (5) уменьшить температуру орошающего потока 638, идущего во вторую дистилляционную колонну 654; (6) уменьшить температуру орошающего потока 664, идущего во вторую дистилляционную колонну 654; (7) уменьшить температуру потока 668 отгоняющего газа, идущего во вторую дистилляционную колонну 654; (8) увеличить расход орошающего потока 664, идущего во вторую дистилляционную колонну 654; (9) увеличить расход потока пара из верхней части второй дистилляционной колонны 654, выдаваемого в качестве топлива по трубе 644. Как подробно описано ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пунктам (1)-(9), включая те способы, которые хорошо известны специалисту в области эксплуатации оборудования для СПГ и дистилляции.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГпродукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 3а, 3Ь, 3с, 36 и 3е можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
На фиг. 4а изображен еще один вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ. На фиг. 4Ь изображен дополнительный вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ согласно настоящему изобретению. Линии Ό, В, Б, Е, I и С иллюстрируют, как система, изображенная на фиг. 4Ь, встроена в предлагаемое оборудование для СПГ, показанное на фиг. 4а. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, оборудование для СПГ может работать, обеспечивая максимизацию выделения С3+ в СПГ-продукте. В соответствии с другим вариантом осуществления оборудование для СПГ может работать, обеспечивая максимизацию выделения С5+ в СПГ-продукте.
Обращаясь к фиг. 4а, отмечаем, что основные компоненты предлагаемого оборудования для СПГ являются теми же самыми, которые перечислены ранее применительно к фиг. 1а. Теперь будет приведено более подробное описание работы системы, представленной на фиг. 4а, в контексте ее отличий от системы, описанной ранее применительно к фиг. 1а.
На фиг. 4а показано, что поток, богатый метаном, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 114, после чего часть его направляется по трубе Ό в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 4Ь. Детали этой системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанной на фиг. 4Ь, будут подробно рассмотрены в
- 18 015525 следующем разделе. Остальной поток, богатый метаном и показанный на фиг. 4а, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) ступени высокого давления, где он дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) ступени высокого давления по трубе В и течет в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 4Ь. После дополнительной обработки, которая будет рассмотрена ниже, поток, богатый метаном, возвращается в оборудование, показанное на фиг. 4а, по трубе Р и попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени, где дополнительно охлаждается с помощью средства 84 косвенного теплообмена. Получаемый поток затем течет по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена и выходит из этиленового холодильного аппаратаконденсатора 28 ступени низкого давления по трубе 122. Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, затем направляется в трубе 122 через участки охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, рассмотренного ранее применительно к фиг. 1 а. Как отмечалось ранее, жидкость, получаемая в результате расширительного охлаждения на последней ступени, представляет собой СПГ-продукт.
В метановом холодильном цикле согласно фиг. 4а еще один поток, который следует рассмотреть, из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 4Ь, в трубе С объединяется с потоком метанового хладагента, показанного на фиг. 4а, выходящего из основного метанового экономайзера 36 по трубе 168, перед тем, как впрыскивается во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32. Поток сжатого метанового хладагента направляется по трубе 192 в метановый холодильник 34, где этот поток охлаждается за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Часть потока, выходящего из метанового холодильника 34 по трубе 152, затем направляется в оборудование, показанное на фиг. 4Ь, по трубе Е для дальнейшей обработки. Остальной хладагент попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 4 косвенного теплообмена, как описано выше. Получаемый поток течет по трубе 154 и попадает в основной метановый экономайзер 36, где поток метанового хладагента дополнительно охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из основного метанового экономайзера 36 по трубе 158 и попадает в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления. После этого поток метанового хладагента дополнительно охлаждается с помощью средства 91 косвенного теплообмена, которое использует этиленовый хладагент, подробно описанный в связи с фиг. 1а, в качестве охлаждающего вещества. Получаемый поток, показанный на фиг. 4а, выходит из этиленового холодильного аппаратаконденсатора 28 ступени низкого давления по трубе I и направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 4Ь.
Обращаясь теперь к фиг. 4Ь отмечаем, что здесь изображен еще один дополнительный вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, показанные на фиг. 4Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 752, вторую дистилляционную колонну 754 и экономизирующий теплообменник 702. В соответствии с одним вариантом осуществления предлагаемого в настоящем изобретении оборудования для СПГ первая дистилляционная колонна 752 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 754 может работать как этаноотгонная колонна. В одном варианте осуществления предлагаемого оборудования для СПГ орошающий поток в первую дистилляционную колонну 752 может быть потоком, содержащим преимущественно метан.
Теперь будет приведено более подробное описание работы системы, изображенной на фиг. 4Ь. Как отмечалось ранее, показанные на фиг. 4 а трубы В и Ό выходят из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления и этиленового холодильного аппарата (чиллера) ступени низкого давления, соответственно. На фиг. 4Ь показано, что потоки в трубах В и Ό объединяются перед тем, как попасть в первую дистилляционную колонну 752 по трубе 726. Как описано в соответствии с фиг. 2Ь, можно корректировать относительные расходы посредством клапана 725, влияя на заданную температуру питающего потока в трубе 726. Паровой продукт из верхней части первой дистилляционной колонны 752 выходит по трубе Р, после чего он направляется во входное отверстие этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления, показанной на фиг. 4а. Как описано ранее, поток, богатый метаном, выходящий из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления, показанной на фиг. 4а, затем охлаждается, становясь готовым СПГ-продуктом.
Как отмечалось ранее применительно к фиг. 4а, часть оборотного потока метанового хладагента направляется в оборудование, показанное на фиг. 4Ь, по трубе Е. Этот поток попадает в экономизирующий теплообменник 702, где поток нагревается с помощью средства 716 косвенного теплообмена. Получаемый, по меньшей мере, частично испаренный поток попадает в первую дистилляционную колонну 752 по трубе 736, при этом нагретый пар применяется в качестве отгоняющего газа.
Как тоже отмечалось применительно к фиг. 4а, оборотный поток метанового хладагента в трубе 158 охлаждается в этиленовом холодильном аппарате-конденсаторе 28 ступени низкого давления с помощью средства 93 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из этиленового холодильного аппара
- 19 015525 та-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе I. Этот охлажденный поток, богатый главным образом метаном, направляется в оборудование, показанное на фиг. 4Ь, где он служит в качестве орошающего потока для первой дистилляционной колонны 752.
В соответствии с фиг. 4Ь жидкий продукт выходит из нижней части первой дистилляционной колонны 752 по трубе 788, после чего этот поток разделяется и попадает в трубы 730 и 732. Поток в трубе 732 попадает в экономизирующий теплообменник 702, где этот поток охлаждается с помощью средства 718 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток выходит из экономизирующего теплообменника 702 по трубе 738. Часть потока в трубе 738 может направляться через трубу 744 посредством клапана 743 для обхода конденсатора 720. Труба 744, обходящая конденсатор 720, может представлять собой один механизм регулирования температуры питающего потока и/или парового продукта из верхней части второй дистилляционной колонны.
Обращаясь теперь к остальной части жидкого продукта, идущего из нижней части второй дистилляционной колонны по трубе 730, показанной на фиг. 4Ь, отмечаем, что этот поток обходит экономизирующий теплообменник 702, проходит через клапан 737 и снова объединяется с охлажденным потоком в трубе 747. Составной поток попадает в конденсатор 720 по трубе 740. Температуру потока в трубе 740 можно регулировать путем коррекции расхода через трубу 730 путем открывания или закрывания клапана 737. Например, чтобы уменьшить температуру потока в трубе 740, можно дополнительно закрыть клапан 737, что приводит к принудительному охлаждению большей части потока, идущего через экономизирующий теплообменник 720, и обуславливаемому этим уменьшению температуры составного потока, попадающего в конденсатор 720. Конденсатор 720 действует как средство косвенного теплообмена, охлаждая еще один поток, который следует рассмотреть, с помощью потока 740 в качестве охлаждающего вещества. Это охлаждающее вещество выходит из конденсатора 720 по трубе 742. Затем потоки в трубах 742 и 744 объединяются, а составной поток в трубе 746 питает вторую дистилляционную колонну 754.
Боковой поток отсасывается из второй дистилляционной колонны 754 по трубе 712, при этом поток нагревается (повторно выкипает) за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водяным паром или другой теплопередающей текучей средой). Испаренная часть потока возвращается по трубе 768 во вторую дистилляционную колонну 754, где применяется в качестве отгоняющего газа. Остальная часть жидкости выходит из ребойлера 712 второй дистилляционной колонны по трубе 727, после чего объединяется с жидким продуктом из нижней части второй дистилляционной колонны 754 в трубе 770. Получаемый составной поток в трубе 776 представляет собой готовый СПГ-продукт. В соответствии с одним вариантом осуществления СПГ продукт может быть богат пропаном и более тяжелыми компонентами. В соответствии с другим вариантом осуществления вторая дистилляционная колонна 754 может работать, обеспечивая максимизацию выделения С5+-компонента в готовом СПГ-продукте. Путем максимизации выделения С5+-компонента в СПГ-продукте можно получить СПГ-продукт с относительно большей ВТС.
Продукт в виде пара выходит из верхнего отверстия второй дистилляционной колонны 754 по трубе 778, после чего поток охлаждается и, по меньшей мере, частично конденсируется конденсатором 720. Получаемый поток выходит из конденсатора 720 по трубе 780 и попадает в разделительный сосуд 704 второй дистилляционной колонны, где происходит разделение паровой и жидкой фаз. Часть пара, состоящая преимущественно из метана, направляется в трубе С в оборудование, показанное на фиг. 4а, после чего объединяется с потоком в трубе 168 перед впрыскиванием во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора, как говорилось ранее. Жидкая фаза выходит из разделительного сосуда 704 второй дистилляционной колонны по трубе 762 и попадает во всасывающее отверстие насоса 706 орошающего потока. Эта жидкость подается в качестве орошающего потока во вторую дистилляционную колонну 754 по трубе 764.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 4Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 752 и/или 754: (1) уменьшить температуру питающего потока 726, идущего в первую дистилляционную колонну 752; (2) уменьшить расход потока 736 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 752; (3) увеличить расход орошающего потока I, идущего в первую дистилляционную колонну 752; (4) уменьшить температуру орошающего потока 764, идущего во вторую дистилляционную колонну 754; и (5) уменьшить температуру потока 768 отгоняющего газа, идущего во вторую дистилляционную колонну 754. Как говорилось ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пунктам (1)-(5), включая те способы, которые хорошо известны квалифицированным специалистам.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГпродукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 4а и 4Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
На фиг. 5а представлен еще один вариант осуществления оборудования для СПГ, выполненного с
- 20 015525 возможностью эффективной поставки СПГ-продукта с существенно разными спецификациями продуктов, удовлетворяющими потребностям двух или более рынков. На фиг. 5Ь изображен еще один дополнительный вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ предлагаемого оборудования для СПГ. Линии Ό, В, Р, Е и С иллюстрируют, как система, изображенная на фиг. 5Ь, объединена с предлагаемым оборудованием для СПГ, показанным на фиг. 5а. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения оборудование для СПГ может работать, обеспечивая максимизацию выделения пропана и более тяжелых компонентов в СПГ-продукте. В соответствии с другим вариантом осуществления, это оборудование может работать, обеспечивая максимизации выделения С5+ в СПГ-продукте.
Основные компоненты системы, показанной на фиг. 5а, являются теми же самыми, которые перечислены применительно к фиг. 1а. Теперь будет приведено более подробное описание работы системы, представленной на фиг. 5а, в контексте ее отличий от оборудования, показанного на фиг. 1а. Поток, обогащенный метаном, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 114, после чего часть его направляется по трубе Ό в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 5Ь. Детали этой системы, показанной на фиг. 5Ь, будут описаны в следующем разделе.
Остальной поток, обогащенный метаном, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) ступени высокого давления, где он дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток направляется по трубе В и течет в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанную на фиг. 5Ь. После дополнительной обработки, которая будет рассмотрена ниже, поток, обогащенный метаном, возвращается в оборудование, показанное на фиг. 5а, по трубе Р, после чего попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени, где дополнительно охлаждается с помощью средства 84 косвенного теплообмена.
Получаемый поток течет по трубе 119 и объединяется с оборотным потоком метанового хладагента в трубе 158. Этот составной поток течет по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена. Получаемый поток, несущий СПГ под повышенным давлением, выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе 122 и направляется в основной метановый экономайзер. После этого поток, несущий СПГ под повышенным давлением, продолжает прохождение через ступени охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, рассмотренного ранее применительно к фиг. 1а. Аналогично тому, что описано в связи с фиг. 1а, жидкость, получаемая с последней ступени расширения, представляет собой СПГ-продукт, показанный на фиг. 5а.
В метановом холодильном цикле согласно фиг. 5а еще один поток, который следует рассмотреть, находящийся в трубе С, начинает движение в системе для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 5Ь, и попадает в оборудование, показанное на фиг. 5а, где объединятся с потоком метанового хладагента в трубе 168 выше по течению от входного отверстия ступени высокого давления метанового компрессора 32. Сжатый составной поток направляется по трубе 192 в метановый холодильник 34, где этот поток охлаждается за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Часть получаемого потока направляется в систему, показанную на фиг. 5Ь, по трубе Е для дальнейшей обработки. Остаток потока хладагента течет по трубе 152 в попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления и обрабатывается так, как описано выше в связи с фиг. 1а.
Обращаясь теперь к фиг. 5Ь отмечаем, что здесь изображен еще один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, показанные на фиг. 5Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 852, вторую дистилляционную колонну 854 и экономизирующий теплообменник 802. В соответствии с одним вариантом осуществления оборудования для СПГ первая дистилляционная колонна 852 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 854 может работать как этаноотгонная колонна. В другом варианте осуществления первая дистилляционная колонна 852 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 854 может работать как бутаноотгонная колонна. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения первая дистилляционная колонна 852 не орошается.
Работа системы, изображенной на фиг. 5Ь, аналогична работе, описанной в связи с системой удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, показанной на фиг. 4Ь. Однако первая дистилляционная колонна 852, показанная на фиг. 5Ь, может работать без орошающего потока. Линии и компоненты, показанные на фиг. 5Ь, снабжены числовыми обозначениями, величина которых на 100 больше, чем у соответствующих линий на фиг. 4Ь. Линии, обозначенные буквами (например, В, Ό, Е, Р, С), являются одними и теми же на фиг. 5Ь и 4Ь. Функция и работа соответствующих линий и компонентов, показанных на фиг. 5Ь, аналогичны тем, которые описаны ранее в связи с фиг. 4Ь. Например, функция и работа потока 836 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 852, показанную на фиг. 5Ь, непосредственно соответствует функции и применению потока 736 отгоняющего газа, идущего в первую дистил
- 21 015525 ляционную колонну 752, показанную на фиг. 4Ь.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 5Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 852 и/или 854: (1) уменьшить температуру питающего потока 826, идущего в первую дистилляционную колонну 852; (2) уменьшить расход потока 836 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 852; (3) увеличить расход орошающего потока I, идущего в первую дистилляционную колонну 852; (4) уменьшить температуру орошающего потока 864, идущего во вторую дистилляционную колонну 854; и (5) уменьшить температуру потока 868 отгоняющего газа, идущего во вторую дистилляционную колонну 854. Как говорилось ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пп.(1)-(5), включая те способы, которые хорошо известны квалифицированному специалисту.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГпродукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 5а и 5Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
Еще один вариант осуществления предлагаемого оборудования, выполненного с возможностью эффективной поставки СПГ-продукта с существенно разными спецификациями, удовлетворяющими потребностям двух или более разных рынков, представлен на фиг. 6а. На фиг. 6Ь изображен еще один вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ согласно настоящему изобретению. Линии Н, Ό, В, Е, Е, I и С иллюстрируют, как система, показанная на фиг. 6Ь, объединена с оборудованием для СПГ, показанным на фиг. 6а. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения оборудование для СПГ может работать, обеспечивая максимизацию выделения этана и более тяжелых компонентов в готовом СПГ-продукте.
Основные компоненты системы, показанной на фиг. 6а, являются такими же, как те, которые перечислены ранее для фиг. 1а. Теперь будет приведено более подробное описание работы системы, показанной на фиг. 6а, в контексте ее отличий от работы системы, описанной ранее применительно к фиг. 1а. Поток, обогащенный метаном, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 16 промежуточной ступени по трубе 112, после чего объединяется с еще одним потоком, который следует рассмотреть, в трубе Н, идущей от системы, показанной на фиг. 6Ь. Подробности работы системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 6Ь, будут рассмотрены вкратце. Объединенный поток попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления, где этот поток охлаждается с помощью средства 64 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 114, после чего часть потока направляется по трубе Ό в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 6Ь, для дополнительной обработки, подробнее рассматриваемой ниже.
Остальной поток, богатый метаном, показанный на фиг. 6а, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из этиленового холодильного аппарата (чиллера) 24 ступени высокого давления по трубе В и течет в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 6Ь. После дополнительной обработки, рассматриваемой ниже, поток, обогащенный метаном, возвращается в оборудование, показанное на фиг. 6а, по трубе Е и попадает в этиленовый холодильный аппарат 26 промежуточной ступени, где этот поток охлаждается с помощью средства 84 косвенного теплообмена. Получаемый поток затем течет по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена и выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе 122. Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, затем направляется в трубе 122 через участки охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, рассмотренного ранее в связи с фиг. 1а. Как отмечалось ранее, жидкость, получаемая с последней ступени расширительного охлаждения, представляет собой готовый СПГ-продукт.
В метановом холодильном цикле согласно фиг. 6а, еще один поток, который следует рассмотреть, из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 6Ь, в трубе С объединяется с потоком метанового хладагента, находящимся в трубе 168, показанной на фиг. 6а, выходящим из метанового экономайзера 36, перед впрыскиванием во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32. Поток сжатого метанового хладагента направляется по трубе 192 в метановый холодильник 34, где этот поток охлаждается за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Получаемый поток выходит из метанового холодильника 34, после чего часть оборотного потока метанового хладагента направляется в систему, показанную на фиг. 6Ь, по трубе Е для дальнейшей обработки. Остальной поток метанового хладагента в трубе 152, показанной на фиг. 6а, попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 4 косвенного теплообмена, как отмечалось ранее. Получаемый поток затем течет по трубе 154 и попадает в основной метановый экономайзер 36, где поток
- 22 015525 метанового хладагента охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из метанового экономайзера 36 по трубе 158 и попадает в этиленовый холодильный аппаратконденсатор 28 ступени низкого давления. После этого поток метанового хладагента дополнительно охлаждается с помощью средства 91 косвенного теплообмена, которое использует этиленовый хладагент, описанный подробно в связи с фиг. 1а, в качестве охлаждающего вещества. Получаемый поток согласно фиг. 6а выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе I и направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 6Ь.
Обращаясь теперь к фиг. 6Ь, отмечаем, что здесь изображен дополнительный вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, изображенные на фиг. 6Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 952, вторую дистилляционную колонну 954, основной экономизирующий теплообменник 904, экономизирующий теплообменник 902 первой дистилляционной колонны, теплообменник 906 сепаратора промежуточной ступени и барабан 956 мгновенного испарения промежуточной ступени. В одном варианте осуществления настоящего изобретения первая дистилляционная колонна 952 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 954 может работать как этаноотгонная колонна. В соответствии с одним вариантом осуществления орошающий поток в первую дистилляционную колонну 952 является потоком главным образом метана.
Теперь будет приведено более подробное описание работы системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, представленной на фиг. 6Ь, начиная с первой дистилляционной колонны 952. Потоки, идущие в трубах В и Ό, попадают в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления и этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, соответственно, как говорилось ранее в связи с фиг. 6а. Согласно фиг. 6Ь эти два потока объединяются в трубе 926 перед тем, как попасть в первую дистилляционную колонну 952. Течением относительно более теплого потока Ό можно манипулировать с помощью клапана 925, чтобы поддержать требуемую температуру для питающего потока 926 первой дистилляционной колонны. Паровой продукт, показанный на фиг. 6Ь и идущий из верхней части первой дистилляционной колонны 952, выходит по трубе Р и попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 26 промежуточной ступени, как говорилось ранее в связи с фиг. 6а. Этот поток, в конечном счете, станет готовым СПГ-продуктом.
Часть оборотного потока метана, показанного на фиг. 6а, направляется в систему, показанную на фиг. 6Ь, по трубе Е. После этого поток, находящийся в трубе Е, разделяется и попадает в разные трубы. Одна часть потока, находящегося в трубе Е, протекает по трубе 928, тогда как другая часть этого потока направляется с помощью трубы 936 в основной экономизирующий теплообменник 904, где поток нагревается и, по меньшей мере, частично, испаряется с помощью средства 963 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из основного экономизирующего теплообменника 904 по трубе 938 и объединяется с еще одним потоком, который следует рассмотреть, в трубе 934.
Возвращаясь в трубу 928, остальная часть потока попадает в экономизирующий теплообменник 906 сепаратора промежуточной ступени, где поток охлаждается с помощью средства 930 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток выходит по трубе Н и направляется к входному отверстию пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления, показанного на фиг. 6а, как отмечалось выше. На фиг. 6Ь показано, что остаток потока в трубе Е попадает в экономизирующий теплообменник 902 первой дистилляционной колонны, где поток нагревается (повторно выкипает) с помощью средства 916 косвенного теплообмена. Получаемый, по меньшей мере, частично испаренный поток выходит из экономизирующего теплообменника 902 первой дистилляционной колонны по трубе 934, после чего объединяется с нагретым потоком в трубе 934, как отмечалось ранее. Этот составной поток течет по трубе 940 в первую дистилляционную колонну 952, где применяется в качестве отгоняющего газа. Поток, идущий в трубе I, попадает из выпускного отверстия этиленового холодильного аппарата (чиллера) 26 промежуточной ступени, показанного на фиг. 6а, как отмечалось ранее. В соответствии с фиг. 6Ь, этот поток главным образом метана направляется в качестве орошающего обратно в первую дистилляционную колонну 952, показанную на фиг. 6Ь.
Жидкий продукт из нижнего отверстия первой дистилляционной колонны 952 выходит по трубе 942. Часть потока затем направляется по трубе 944 в сепаратор 956 промежуточной ступени, где происходит разделение паровой и жидкой фаз. Паровая фаза выходит по трубе 946 и направляется в экономизирующий теплообменник 906 сепаратора промежуточной ступени, где поток подогревается с помощью средства 932 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из экономизирующего теплообменника 906 сепаратора промежуточной ступени и направляется по трубе С во входное отверстие ступени высокого давления метанового компрессора 32, показанного на фиг. 6а, как описано выше.
В соответствии с фиг. 6Ь, поток жидкости выходит из сепаратора 956 промежуточной ступени по трубе 948 и объединяется с еще одним потоком, который следует рассмотреть, в трубе 974. Из сепаратора 956 промежуточной ступени выходят два боковых потока. Один боковой поток отсасывается из разделительного сосуда 956 промежуточной ступени по трубе 950. Этот боковой поток течет в основной экономизирующий теплообменник 904, где нагревается (повторно выкипает) с помощью средства 962 кос
- 23 015525 венного теплообмена. Получаемый поток объединяется с еще одним потоком, который следует рассмотреть, в трубу 964 и возвращается в разделительный сосуд 956 промежуточной ступени по трубе 960. Другой боковой поток отсасывается из разделительного сосуда 956 промежуточной ступени и направляется в основной экономизирующий теплообменник 904 по трубе 966. Затем этот поток нагревается и, по меньшей мере, частично испаряется с помощью средства 970 косвенного теплообмена. Получаемый поток выходит из основного экономизирующего теплообменника 904 по трубе 972 и возвращается в разделительный сосуд 956 промежуточной ступени.
Обращаясь теперь к остатку жидкого продукта из нижней части первой дистилляционной колонны 952 в трубе 942, отмечаем, что поток попадает в экономизирующий теплообменник 902 первой дистилляционной колонны, где охлаждается с помощью средства 918 косвенного теплообмена. Получаемая охлажденная жидкость движется по трубе 976 в конденсатор 920, при этом поток в трубе 976 действует в качестве охлаждающего вещества для еще одного потока, который следует рассмотреть, в трубе 978. После выхода из конденсатора 920, получаемый нагретый поток в трубе 968 разделяется на два потока в трубах 964 и 974. Часть потока в трубе 964 объединяется с потоком, выходящим из основного экономизирующего теплообменника 904 в трубе 960 перед тем, как попасть в разделительный сосуд 956 промежуточной ступени, как говорилось выше. Часть нагретого потока в трубе 974 объединяется с жидкой фазой, выходящей из разделительного сосуда 956 промежуточной ступени по трубе 948. Получаемый составной поток попадает во вторую дистилляционную колонну 954 по трубе 980.
Паровой продукт выходит из верхней части второй дистилляционной колонны 954 по трубе 978 и попадает в конденсатор 920, где поток конденсируется за счет косвенного теплообмена с потоком жидкости, идущим из нижней части первой дистилляционной колонны 952 в трубе 976, как говорилось выше. Этот, по меньшей мере, частично конденсированный поток движется по трубе 982 в разделительный сосуд 908 второй разделительной колонны, где происходит разделение паровой и жидкой фаз. Паровая фаза, богатая преимущественно метаном, выходит из разделительного сосуда 908 второй разделительной колонны и направляется для дальнейшей обработки и/или хранения по трубе 984. Жидкая фаза выходит из разделительного сосуда 908 второй разделительной колонны по трубе 986 и попадает во всасывающее отверстие насоса 910 орошающего потока. Насос 910 орошающего потока выпускает поток в качестве орошающего во вторую дистилляционную колонну 954 по трубе 988.
Некоторый поток отсасывается из второй дистилляционной колонны 954 по трубе 990. Этот поток направляется в нагреватель 912, где частично испаряется (повторно выкипает) за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водяным паром или другой теплопередающей текучей средой). Испаренная часть потока возвращается по трубе 992 во вторую дистилляционную колонну 954, где применяется в качестве отгоняющего газа. Получаемая жидкая часть выходит из ребойлера 912 по трубе 994, после чего объединяется с жидким продуктом из нижней части второй дистилляционной колонны 954 в трубе 996. Получаемый объединенный поток представляет собой СПГ-продукт. Готовый СПГпродукт состоит из этана и более тяжелых компонентов и направляется на хранение и/или дальнейшую обработку по трубе 998.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 6Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 952 и/или 954: (1) уменьшить температуру питающего потока 926, идущего в первую дистилляционную колонну 952; (2) уменьшить расход потока 940 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 952; и (3) увеличить расход орошающего потока I, идущего в первую дистилляционную колонну 952. Как говорилось ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пп.(1)-(3), включая те способы, которые хорошо известны квалифицированному специалисту.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГпродукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 6а и 6Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
Еще один вариант осуществления предлагаемого оборудования для СПГ изображен на фиг. 7а и 7Ь. Другой вариант осуществления системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ предлагаемого оборудования изображен на фиг. 7Ь. Линии Н, Ό, В, Е, Е и С иллюстрируют, как система, показанная на фиг. 7Ь, объединена с оборудованием для СПГ, показанным на фиг. 7а. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, оборудования для СПГ может работать, обеспечивая максимизацию выделения С2+ в готовом СПГ-продукте.
Основные компоненты системы, показанной на фиг. 7а, являются такими же, как те, которые перечислены ранее для фиг. 1а. Теперь будет приведено более подробное описание работы системы, показанной на фиг. 7а, в контексте ее отличий от работы системы, описанной ранее применительно к фиг. 1а. Поток, обогащенный метаном, выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 16 промежуточной ступени по трубе 112, после чего объединяется с еще одним потоком, который следует рассмотреть, в трубе Н, идущей от системы, показанной на фиг. 7Ь. Подробности работы системы для удаления
- 24 015525 тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 7Ь, будут рассмотрены вкратце. Объединенный поток попадает в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 18 ступени низкого давления, где этот поток охлаждается с помощью средства 64 косвенного теплообмена. Получаемый охлажденный поток выходит из пропанового холодильного аппарата (чиллера) 18 ступени низкого давления по трубе 114, после чего часть потока направляется по трубе Ό в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 7Ь, для дополнительной обработки, подробнее рассматриваемой ниже.
Остальной поток, обогащенный метаном, попадает в этиленовый холодильный аппарат (чиллер) 24 ступени высокого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 82 косвенного теплообмена. Получаемый поток направляется в систему для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенную на фиг. 7Ь. После дополнительной обработки, рассматриваемой ниже, поток, богатый метаном, возвращается в оборудование, показанное на фиг. 7а, по трубе Р и попадает в этиленовый холодильный аппарат 26 промежуточной ступени, где этот поток охлаждается с помощью средства 84 косвенного теплообмена. Получаемый поток течет по трубе 119 и объединяется с оборотным потоком метанового хладагента в трубе 158. Этот составной поток течет по трубе 120 в этиленовый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления, где дополнительно охлаждается с помощью средства 90 косвенного теплообмена. Получаемый поток, несущий СПГ под повышенным давлением, выходит из этиленового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления по трубе 122 и направляется в основной метановый экономайзер 36. Поток, содержащий СПГ под повышенным давлением, затем продолжает прохождение по ступеням охлаждения за счет косвенного теплообмена и расширительного охлаждения метанового холодильного цикла, рассмотренного ранее в связи с фиг. 1а. Аналогично тому, что говорилось ранее применительно к фиг. 1а, жидкость, получаемая с последней ступени расширения, представляет собой готовый СПГ-продукт, показанный на фиг. 7а.
В метановом холодильном цикле, изображенном на фиг. 7а, еще один поток, который следует рассмотреть, идет в трубе С из системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ, изображенной на фиг. 7Ь, и попадает в оборудование, показанное на фиг. 7а, где объединяется с потоком метанового хладагента, находящимся в трубе 168, выше по течению от входного отверстия ступени высокого давления метанового компрессора 32. Сжатый составной поток охлаждается за счет косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Часть получаемого потока направляется в систему, показанную на фиг. 7Ь, по трубе Е для дальнейшей обработки. Остаток потока хладагента течет по трубе 152 в пропановый холодильный аппарат (чиллер) 14 ступени высокого давления и обрабатывается так, как описано выше в связи с фиг. 1а.
Обращаясь теперь к фиг. 7Ь, отмечаем, что здесь изображена система для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ. Основные компоненты системы, изображенные на фиг. 7Ь, включают в себя первую дистилляционную колонну 1052, вторую дистилляционную колонну 1054, основной экономизирующий теплообменник 1004, экономизирующий теплообменник 1002 первой дистилляционной колонны, теплообменник 1006 сепаратора промежуточной ступени и барабан 1056 мгновенного испарения промежуточной ступени. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, первая дистилляционная колонна 1052 может работать как метаноотгонная колонна, а вторая дистилляционная колонна 1054 может работать как этаноотгонная колонна. В соответствии с одним вариантом осуществления первая дистилляционная колонна 1052 не орошается.
Теперь работа системы для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, изображенной на фиг. 7Ь, аналогична работе, описанной в связи с системой для удаления тяжелых фракций и выделения ГКЖ оборудования для СПГ, изображенной на фиг. 6Ь, за исключением того, что первая дистилляционная колонна 1052, показанная на фиг. 7Ь, не орошается. Линии и компоненты, показанные на фиг. 7Ь, снабжены числовыми обозначениями, величина которых на 100 больше, чем у соответствующих линий на фиг. 6Ь. Линии, обозначенные буквами (например, В, Ό, Е, Р, С, Н) являются одними и теми же на фиг. 7Ь и 6Ь. Функция и работа соответствующих линий и компонентов, показанных на фиг. 7Ь, аналогичны тем, которые описаны ранее в связи с фиг. 6Ь. Например, функция и работа потока 1040 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 1052, показанную на фиг. 7Ь, непосредственно соответствует функции и применению потока 940 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 952, показанную на фиг. 6Ь.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно корректировать высшую теплотворную способность СПГ-продукта путем изменения одного или нескольких рабочих параметров системы, изображенной на фиг. 7Ь. Например, чтобы получить СПГ, имеющий меньшую теплотворную способность, можно внести одну или несколько следующих поправок в рабочие параметры дистилляционных колонн 1052 и/или 1054: (1) уменьшить температуру питающего потока 1026, идущего в первую дистилляционную колонну 1052; (2) уменьшить расход потока 1040 отгоняющего газа, идущего в первую дистилляционную колонну 1052; и (3) увеличить расход орошающего потока 1088, идущего во вторую дистилляционную колонну 1054. Как говорилось ранее в связи с фиг. 1Ь, существует несколько способов осуществления коррекции по пунктам (1)-(3), включая те способы, которые хорошо известны квалифицированному специалисту.
Аналогично тому, что уже сказано применительно к фиг. 1а и 1Ь, следует понять, что ВТС СПГ- 25 015525 продукта из оборудования для СПГ согласно фиг. 7а и 7Ь можно увеличить путем осуществления конверсии одной или нескольких из вышеописанных операций.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, системы для получения СПГ, изображенные на фиг. 1-7, моделируются на компьютере с помощью обычных средств программного обеспечения моделирования технологических процессов. Примеры подходящих средств программного обеспечения моделирования являются ΗΥ8Υ8™ от фирмы Нурго1ссН. Лкреп Р1觮 от фирмы Лкреп Тесйио1оду, 1пс., и ΡΚΌ/ΙΙ® от фирмы 81ти1айоп 8с1епсе5, 1пс.
Предпочтительные формы изобретения, описанные выше, предназначены лишь для иллюстрации, и их не следует рассматривать как ограничение объема притязаний настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники легко внесут очевидные изменения в вышеизложенные возможные варианты осуществления в рамках существа настоящего изобретения.
Авторы изобретения настоящим заявляют о своем намерении руководствоваться Доктриной эквивалентов для определения истинного объема притязаний настоящего изобретения и владения им в контексте его распространения на любое устройство, не имеющее физических отличий от буквального объема притязаний изобретения, изложенного в нижеследующей формуле изобретения, но формально находящееся вне этого объема.
Диапазоны числовых значений
В настоящем изобретении используются диапазоны числовых значений для квалификации определенных параметров, имеющих отношение к изобретению. Следует понять, что, когда приводятся диапазоны числовых значений, такие диапазоны следует считать обеспечивающими буквальное обоснование ограничений пунктов формулы изобретения, в которых приведено лишь значение нижнего предела диапазона, а также ограничений пунктов формулы изобретения, в которых приведено лишь значение верхнего предела диапазона. Например, описываемый диапазон числовых значений от 10 до 100 обеспечивает буквальное обоснование пункта формулы изобретения, в котором употребляется выражение «больше 10 (без ограничений сверху) и пункта формулы изобретения, в котором употребляется выражение меньше 100 (без ограничений снизу).
В данном описании используются конкретные числовые значения для квалификации определенных параметров, имеющих отношение к изобретению. Следует понять, что каждое конкретное числовое значение, приведенное здесь, следует считать обеспечивающими буквальное обоснование широкого, промежуточного и узкого диапазонов. Широкий диапазон, связанный с каждым конкретным числовым значением, представляет собой это числовое значение плюс-минус 60% этого числового значения, с округлением до двух значащих цифр. Промежуточный диапазон, связанный с каждым конкретным числовым значением, представляет собой это числовое значение плюс-минус 30% этого числового значения, с округлением до двух значащих цифр. Узкий диапазон, связанный с каждым конкретным числовым значением, представляет собой это числовое значение плюс-минус 15% этого числового значения, с округлением до двух значащих цифр. Например, если в описании речь идет о конкретной температуре 62°Р, то такая характеристика обеспечивает буквальное обоснование широкого числового диапазона от 25 до 99°Р (62°Р±37°Р), промежуточного числового диапазона от 43 до 81°Р (62°Р±19°Р) и узкого числового диапазона от 53 до 71°Р (62°Р±9°Р) . Эти широкий, промежуточный и узкий диапазоны должны применяться не только к конкретным значениям, но и должны применяться также к разностям между этими конкретными значениями. Таким образом, если в описании идет речь о первом абсолютном давлении 110 фн-с/кв.д и втором абсолютном давлении 48 фн-с/кв.д (разность 62 фн-с/кв.д), то широкий, промежуточный и узкий диапазоны для разности абсолютных давлений между этими двумя потоками должны составлять от 25 до 99 фн-с/кв.д, от 43 до 81 фн-с/кв.д и от 53 до 71 фн-с/кв.д, соответственно.
Определения
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин природный газ означает поток, содержащий по меньшей мере 65 мол.% метана, а остальное - этан, высшие углеводороды, азот, диоксид углерода и/или незначительное количество других загрязняющих веществ, таких, как ртуть, сероводород и меркаптан.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин смешанный хладагент означает хладагент, содержащий множество разных компонентов, среди которых ни один одиночный компонент не составляет более 75 мол.% хладагента.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин однокомпонентный хладагент означает хладагент, который не является смешанным хладагентом.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин способ каскадного охлаждения означает способ охлаждения, предусматривающий совокупность холодильных циклов, в каждом из которых для последовательного охлаждения природного газа применяется отличающийся однокомпонентный хладагент.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин способ каскадного охлаждения с разомкнутым циклом означает способ каскадного охлаждения, предусматривающий по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл и один разомкнутый холодильный цикл, при этом температура
- 26 015525 кипения хладагента, применяемого в разомкнутом цикле, меньше, чем температура кипения хладагента, применяемого в замкнутом цикле, а часть режима охлаждения для конденсации хладагента разомкнутого цикла обеспечивается одним или несколькими замкнутыми циклами. В одном варианте осуществления настоящего изобретения в качестве хладагента в разомкнутом холодильном цикле применяется поток преимущественно метана. Этот поток преимущественно метана имеет своим источником питающий поток обработанного природного газа и может включать в себя потоки сжатого газа метанового разомкнутого цикла.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин расширительное охлаждение относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается за счет прохождения через средство снижения давления. В одном варианте осуществления расширительное средство представляет собой расширительный клапан, работающий по циклу Джоуля-Томпсона. В другом варианте осуществления настоящего изобретения расширительное средство представляет собой гидравлический или газовый детандер.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин температура выкипания половины массы относится к температуре, при которой половина массы смеси физических компонентов испарилась (т.е. выкипела) при некотором конкретном давлении.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин косвенный теплообмен относится к процессу, при котором хладагент охлаждает вещество, подлежащее охлаждению, без реального физического контакта между веществом хладагента и веществом, подлежащим охлаждению. Конкретными примерами оборудования, которое облегчает косвенный теплообмен, являются котловые теплообменники с внутренними сердечниками и паяные алюминиевые пластинчато-реберные теплообменники.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин экономайзер или экономизирующий теплообменник относится к конфигурации, в которой применяется множество теплообменников, эксплуатирующих средства косвенного теплообмена для осуществления передачи тепла между технологическими потоками. В общем случае, экономайзеры минимизируют вводы энергии снаружи за счет теплового объединения технологических потоков друг с другом.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин высшая теплотворная способность или ВТС относится к мере тепла, высвобождающегося при сжигании СПГ-продукта, с учетом энергии, необходимой для испарения воды, которая образуется в результате реакции сгорания.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин содержание БТЕ (британских тепловых единиц), является синонимом термина высшая теплотворная способность.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин дистилляционная колонна или сепаратор относится к устройству для разделения потока на основе относительной летучести.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин работа в установившемся состоянии будет означать периоды относительно установившейся и непрерывной работы между запуском и остановом.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин рабочий параметр, не связанный с питающим потоком будет означать любой рабочий параметр единицы аппаратуры или оборудования, не связанный с составом основного питающего потока (основных питающих потоков), подаваемого (подаваемых) в эту единицу аппаратуры или оборудования.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин газоконденсатные жидкости или ГКЖ относится к смесям углеводородов, компоненты которых, например, в типичном случае тяжелее, чем этан. Некоторые примеры углеводородных компонентов потоков ГКЖ включают в себя изомеры пропана, бутана и пентана, молекулы бензола, толуола и других веществ ароматического ряда. Смесь ГКЖ также может включать в себя этан.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины выше по течению и ниже по течению относятся к относительным положениям различных компонентов оборудования для сжижения природного газа вдоль основного маршрута протекания природного газа через установку.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины преимущественно , главным образом , в основном и по большей части при употреблении для описания присутствия конкретного компонента потока текучей среды означают, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, каждый из терминов, в которых указывается поток преимущественно метана, поток главным образом метана, поток, состоящий в основном из метана, или поток, состоящий по большей части из метана, обозначает поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин и/или , употребляемый в перечне двух или более элементов, означает, что любой из перечисленных элементов может употребляться в отдельности или что может употребляться любая совокупность двух или более перечисленных элементов. Например, если состав описан как содержащий компоненты А, В и/или С, то этот состав может со
- 27 015525 держать только компонент А, только компонент В, только компонент С, сочетание А и В, сочетание А и С, сочетание В и С, либо сочетание А, В и С.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины содержащий, содержит и содержат являются переходными терминами, предусматривающими возможность расширительного толкования и употребляемыми для перехода от субъекта, указанного перед термином, к одному или нескольким элементам, указываемым после термина, причем элемент или элементы, перечисляемый или перечисляемые после переходного термина, не обязательно являются единственными элементами, образующими упомянутый субъект.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины включающий в себя, включает в себя и включают в себя обладают таким же смыслом, предусматривающим возможность расширительного толкования, как термины содержащий, содержит и содержат.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины имеющий, имеет и имеют обладают таким же смыслом, предусматривающим возможность расширительного толкования, как термины содержащий, содержит и содержат.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины имеющий в своем составе, имеет в своем составе и имеют в своем составе обладают таким же смыслом, предусматривающим возможность расширительного толкования, как термины содержащий, содержит и содержат.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, признаки существительных в единственном числе и слово упомянутый могут иметь отношение как к элементам в единственном числе, так и к элементам во множественном числе.
Предпочтительные формы осуществления изобретения, описанные выше, носят лишь иллюстративный характер, и их не следует использовать в ограничительном смысле для интерпретации объема притязаний настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники легко смогут внести очевидные изменения в возможные варианты осуществления, описанные выше, и эти изменения будут в рамках объема притязаний настоящего изобретения.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ получения сжиженного природного газа (СПГ), заключающийся в том, что:(а) обеспечивают работу оборудования для СПГ в первом режиме работы, получая таким образом первый СПГ-продукт;(б) корректируют по меньшей мере один рабочий параметр, не связанный с питающим потоком, оборудования для СПГ так, чтобы оборудование для СПГ работало во втором режиме работы; и (в) обеспечивают работу оборудования для СПГ во втором режиме работы для получения второго СПГ-продукта, причем первый и второй режимы работы не осуществляются при запуске или останове оборудования для СПГ, причем усредненная высшая теплотворная способность (ВТС) второго СПГпродукта отличается от усредненной ВТС первого СПГ-продукта по меньшей мере примерно на 10 британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (БТЕ/СКФ), при этом упомянутая работа на стадиях (а) и (в) по выбору включает в себя получение первого и второго продуктов газоконденсатных жидкостей (ГКЖ-продуктов), соответственно, причем усредненная высшая теплотворная способность (ВТС) второго СПГ-продукта отличается от усредненной ВТС первого СПГ-продукта по меньшей мере на 10 британских тепловых единиц на стандартный кубический фут (БТЕ/СКФ) и/или усредненное содержание пропана во втором ГКЖ-продукте отличается от усредненного содержания пропана в первом ГКЖ-продукте по меньшей мере на 1 мол.%, причем упомянутая корректировка на стадии (б) включает в себя корректировку по меньшей мере одного рабочего параметра дистилляционной колонны оборудования для СПГ.
- 2. Способ по п.1, в котором упомянутая корректировка на стадии (б) включает в себя переход упомянутого оборудования для СПГ из упомянутого первого режима работы в упомянутый второй режим работы без прекращения получения СПГ.
- 3. Способ по п.1, в котором упомянутый рабочий параметр упомянутой дистилляционной колонны включает в себя по меньшей мере один рабочий параметр, выбранный из группы, состоящей из состава питающего потока колонны, температуры питающего потока колонны, давления в верхней части колонны, расхода орошающего потока, состава орошающего потока, температуры орошающего потока, расхода отгоняющего газа, состава отгоняющего газа и температуры отгоняющего газа.
- 4. Способ по п.1, в котором упомянутая работа на стадиях (а) и (в) включает в себя использование первой дистилляционной колонны для разделения потока на относительно более летучую фракцию и относительно менее летучую фракцию, при этом упомянутые первый и второй СПГ-продукты содержат по меньшей мере часть упомянутой относительно более летучей фракции и/или упомянутые первый и второй ГКЖ-продукты содержат по меньшей мере часть упомянутой относительно менее летучей фракции.
- 5. Способ по п.4, в котором упомянутые первый и второй СПГ-продукты содержат по меньшей ме- 28 015525 ре часть упомянутой относительно более летучей фракции, а упомянутые первый и второй ГКЖпродукты содержат по меньшей мере часть упомянутой относительно менее летучей фракции.
- 6. Способ по п.1, в котором упомянутая работа на стадиях (а) и (в) включает в себя охлаждение питающего потока природного газа, разделение охлажденного питающего потока природного газа на первую относительно более летучую фракцию и первую относительно менее летучую фракцию с использованием первой дистилляционной колонны, и дополнительное охлаждение по меньшей мере части первой относительно более летучей фракции, чтобы получить таким образом по меньшей мере часть первого и второго СПГ-продуктов.
- 7. Способ по п.6, в котором упомянутая работа на стадиях (а) и (в) включает в себя разделение по меньшей мере части первой относительно менее летучей фракции на вторую относительно более летучую фракцию и вторую относительно менее летучую фракцию с использованием второй дистилляционной колонны.
- 8. Способ по п.7, в котором упомянутая работа на стадиях (а) и (в) включает в себя дополнительное охлаждение по меньшей мере части второй относительно более летучей фракции, чтобы получить таким образом по меньшей мере часть упомянутых первого и второго СПГ-продуктов.
- 9. Способ по п.7, в котором упомянутые первый и второй ГКЖ-продукты содержат по меньшей мере часть упомянутой второй относительно менее летучей фракции.
- 10. Способ по п.6, в котором по меньшей мере часть упомянутого охлаждения питающего потока природного газа осуществляют с использованием первого холодильного цикла, применяя первый хладагент, имеющий температуру выкипания половины массы в пределах примерно -6,7°С (20°Е) от температуры кипения чистого пропана при атмосферном давлении.
- 11. Способ по п.10, в котором по меньшей мере часть упомянутого дополнительного охлаждения первой относительно более летучей фракции осуществляют с использованием второго холодильного цикла, применяя второй хладагент, имеющий температуру выкипания половины массы в пределах примерно -6,7°С (20°Е) от температуры кипения чистого метана при атмосферном давлении.
- 12. Способ по п.11, в котором по меньшей мере часть упомянутого дополнительного охлаждения первой относительно более летучей фракции осуществляют с использованием третьего холодильного цикла, применяя третий хладагент, имеющий температуру выкипания половины массы в пределах примерно -6,7°С (20°Е) от температуры кипения чистого этилена при атмосферном давлении.
- 13. Способ по п.12, в котором упомянутые первый, второй и третий хладагенты являются однокомпонентными хладагентами.
- 14. Способ по п.1, в котором упомянутая работа на стадиях (а) и (в) включает в себя использование первой дистилляционной колонны для разделения первого потока на первую относительно более летучую фракцию и первую относительно менее летучую фракцию и использование второй дистилляционной колонны для разделения по меньшей мере части упомянутой первой относительно менее летучей фракции на вторую относительно более летучую фракцию и вторую относительно менее летучую фракцию.
- 15. Способ по п.14, в котором упомянутые первый и второй СПГ-продукты содержат по меньшей мере часть первой и второй относительно более летучих фракций.
- 16. Способ по п.14, в котором упомянутые первый и второй ГКЖ-продукты содержат по меньшей мере часть второй относительно менее летучей фракции.
- 17. Способ по п.14, в котором упомянутый рабочий параметр, не связанный с питающим потоком, является рабочим параметром первой и/или второй дистилляционной колонны.
- 18. Способ по п.16, в котором упомянутая первая дистилляционная колонна орошается по меньшей мере частью второй относительно более летучей фракции.
- 19. Способ по п.18, в котором упомянутая корректировка на стадии (б) включает в себя корректировку температуры и/или расхода орошающего потока в первую дистилляционную колонну.
- 20. Способ по п.1, в котором усредненная ВТС второго СПГ-продукта отличается от усредненной ВТС первого СПГ-продукта по меньшей мере на 20 БТЕ/СКФ.
- 21. Способ по п.1, в котором усредненное содержание пропана во втором ГКЖ-продукте отличается от усредненного содержания пропана в первом ГКЖ-продукте по меньшей мере на 2 мол.%.
- 22. Способ по п.1, в котором упомянутый первый СПГ-продукт получают за первый период времени получения, составляющий по меньшей мере одну неделю, при этом второй СПГ-продукт получают за второй период времени получения, составляющий по меньшей мере одну неделю, причем упомянутые первый и второй периоды времени получения разделены переходным периодом времени, составляющим менее одной недели.
- 23. Способ по п.1, в котором упомянутый переходный период времени составляет менее одних суток.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US69840205P | 2005-07-12 | 2005-07-12 | |
| US11/426,026 US20070012072A1 (en) | 2005-07-12 | 2006-06-23 | Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility |
| PCT/US2006/026459 WO2007008638A2 (en) | 2005-07-12 | 2006-07-06 | Lng facility with integrated ngl for enhanced liquid recovery and product flexibility |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800296A1 EA200800296A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA015525B1 true EA015525B1 (ru) | 2011-08-30 |
Family
ID=37637761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800296A EA015525B1 (ru) | 2005-07-12 | 2006-07-06 | Способ получения сжиженного природного газа с разной усредненной высшей теплотворной способностью |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20070012072A1 (ru) |
| JP (2) | JP5256034B2 (ru) |
| KR (2) | KR101431399B1 (ru) |
| CN (1) | CN101506605B (ru) |
| AU (1) | AU2006269366B2 (ru) |
| EA (1) | EA015525B1 (ru) |
| MY (1) | MY152617A (ru) |
| PE (2) | PE20070467A1 (ru) |
| WO (1) | WO2007008638A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2641778C2 (ru) * | 2012-12-28 | 2018-01-22 | Линде Инжиниринг Норз Америка Инк. | Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа |
| RU2715126C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-02-25 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа регулируемого качества |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7500370B2 (en) * | 2006-03-31 | 2009-03-10 | Honeywell International Inc. | System and method for coordination and optimization of liquefied natural gas (LNG) processes |
| US20070245770A1 (en) * | 2006-04-19 | 2007-10-25 | Saudi Arabian Oil Company | Optimization of a dual refrigeration system natural gas liquid plant via empirical experimental method |
| RU2423653C2 (ru) * | 2006-05-15 | 2011-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления |
| US8571688B2 (en) | 2006-05-25 | 2013-10-29 | Honeywell International Inc. | System and method for optimization of gas lift rates on multiple wells |
| US8677780B2 (en) * | 2006-07-10 | 2014-03-25 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for rich gas conditioning for NGL recovery |
| US20080098770A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Conocophillips Company | Intermediate pressure lng refluxed ngl recovery process |
| US7946127B2 (en) | 2007-02-21 | 2011-05-24 | Honeywell International Inc. | Apparatus and method for optimizing a liquefied natural gas facility |
| CN101688696B (zh) * | 2007-04-24 | 2012-05-23 | 开利公司 | 制冷剂蒸气压缩系统及跨临界运行方法 |
| EP2149018A4 (en) | 2007-04-24 | 2012-09-12 | Carrier Corp | REFRIGERANT STEAM COMPRESSION SYSTEM WITH TWO ECONOMISER CIRCULATIONS |
| EP2147269A4 (en) * | 2007-04-24 | 2014-05-28 | Carrier Corp | TRANSCRITIC REFRIGERANT VAPOR COMPRESSION SYSTEM WITH LOAD MANAGEMENT |
| CN101688698B (zh) * | 2007-05-14 | 2012-12-05 | 开利公司 | 带有闪蒸罐节约器的制冷剂蒸汽压缩系统 |
| US20110036120A1 (en) * | 2007-07-19 | 2011-02-17 | Marco Dick Jager | Method and apparatus for recovering and fractionating a mixed hydrocarbon feed stream |
| US9377239B2 (en) * | 2007-11-15 | 2016-06-28 | Conocophillips Company | Dual-refluxed heavies removal column in an LNG facility |
| BRPI0820028B1 (pt) * | 2007-12-10 | 2020-09-24 | Conocophillips Company | Processo para liquefazer uma corrente de gás natural |
| US10539363B2 (en) | 2008-02-14 | 2020-01-21 | Shell Oil Company | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream |
| US8534094B2 (en) * | 2008-04-09 | 2013-09-17 | Shell Oil Company | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| US20090293537A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Ameringer Greg E | NGL Extraction From Natural Gas |
| WO2010027986A1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-03-11 | Ameringer Greg E | Ngl extraction from liquefied natural gas |
| US7843005B2 (en) * | 2009-02-11 | 2010-11-30 | International Business Machines Corporation | SOI radio frequency switch with reduced signal distortion |
| GB2469077A (en) * | 2009-03-31 | 2010-10-06 | Dps Bristol | Process for the offshore liquefaction of a natural gas feed |
| US10082331B2 (en) * | 2009-07-16 | 2018-09-25 | Conocophillips Company | Process for controlling liquefied natural gas heating value |
| US20120118007A1 (en) * | 2010-05-28 | 2012-05-17 | Conocophillips Company | Process of heat integrating feed and compressor discharge streams with heavies removal system in a liquefied natural gas facility |
| US10852060B2 (en) | 2011-04-08 | 2020-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream |
| CA2841624C (en) | 2011-08-10 | 2019-09-03 | Conocophillips Company | Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system |
| WO2014150024A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Conocophillips Company | Mixed-reflux for heavies removal in lng processing |
| US9523055B2 (en) * | 2014-01-31 | 2016-12-20 | Uop Llc | Natural gas liquids stabilizer with side stripper |
| FR3039080B1 (fr) * | 2015-07-23 | 2019-05-17 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Methode de purification d'un gaz riche en hydrocarbures |
| WO2018175388A1 (en) | 2017-03-20 | 2018-09-27 | Conocophillips Company | Alternative two column hru design with rich reflux |
| EP3382306A1 (en) * | 2017-03-31 | 2018-10-03 | Linde Aktiengesellschaft | Overhead recycle process apparatus and method of overhead recycle processing of hydrocarbons |
| US20190376741A1 (en) | 2017-04-19 | 2019-12-12 | Conocophillips Company | Lng process for variable pipeline gas composition |
| EP3694959A4 (en) * | 2017-09-06 | 2021-09-08 | Linde Engineering North America Inc. | PROCESS FOR PROVIDING REFRIGERATION IN PLANTS FOR THE RECOVERY OF NATURAL GAS LIQUIDS |
| US20190086147A1 (en) * | 2017-09-21 | 2019-03-21 | William George Brown, III | Methods and apparatus for generating a mixed refrigerant for use in natural gas processing and production of high purity liquefied natural gas |
| RU2685098C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-04-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для выделения углеводородов c2+ из природного газа (варианты) |
| FR3088648B1 (fr) * | 2018-11-16 | 2020-12-04 | Technip France | Procede de traitement d'un flux de gaz d'alimentation et installation associee |
| EP4045859A4 (en) * | 2019-10-17 | 2023-11-15 | ConocoPhillips Company | INDEPENDENT HIGH PRESSURE UNIT FOR THE REMOVAL OF HEAVY COMPONENTS IN LNG PROCESSING |
| US20210131613A1 (en) * | 2019-10-30 | 2021-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integration of Contaminant Separation and Regasification Systems |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0218359A1 (en) * | 1985-10-04 | 1987-04-15 | El Paso Hydrocarbons Company | Conditioning natural gas streams with preferential physical solvents |
| US6112549A (en) * | 1996-06-07 | 2000-09-05 | Phillips Petroleum Company | Aromatics and/or heavies removal from a methane-rich feed gas by condensation and stripping |
| US6823692B1 (en) * | 2002-02-11 | 2004-11-30 | Abb Lummus Global Inc. | Carbon dioxide reduction scheme for NGL processes |
| WO2005045338A1 (en) * | 2003-10-30 | 2005-05-19 | Fluor Technologies Corporation | Flexible ngl process and methods |
Family Cites Families (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3288706A (en) * | 1961-06-12 | 1966-11-29 | Phillips Petroleum Co | Method of and apparatus for improved process control |
| US3524897A (en) * | 1963-10-14 | 1970-08-18 | Lummus Co | Lng refrigerant for fractionator overhead |
| FR1501013A (fr) * | 1966-09-13 | 1967-11-10 | Air Liquide | Procédé de production d'un gaz riche en méthane, sous pression élevée à partirde gaz naturel liquide sous basse pression |
| US3405530A (en) * | 1966-09-23 | 1968-10-15 | Exxon Research Engineering Co | Regasification and separation of liquefied natural gas |
| US3619377A (en) * | 1969-08-04 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Control of composition of overhead vaporous product in a partially condensing fractionation column |
| US4111637A (en) * | 1977-03-10 | 1978-09-05 | Phillips Petroleum Company | Control system for plurality of gas supplies |
| US4277254A (en) * | 1980-02-15 | 1981-07-07 | Energy Systems, Incorporated | Control system and apparatus for producing compatible mixtures of fuel gases |
| JPS5822872A (ja) * | 1981-07-31 | 1983-02-10 | 東洋エンジニアリング株式会社 | 天燃ガス中のｌｐｇ回収方法 |
| US4435198A (en) * | 1982-02-24 | 1984-03-06 | Phillips Petroleum Company | Separation of nitrogen from natural gas |
| USRE33408E (en) * | 1983-09-29 | 1990-10-30 | Exxon Production Research Company | Process for LPG recovery |
| US4746407A (en) * | 1987-02-20 | 1988-05-24 | Phillips Petroleum Company | Fractionator reflux pump method and apparatus |
| US5784538A (en) * | 1995-06-06 | 1998-07-21 | George E. Dzyacky | Process and apparatus for predicting and controlling flood and carryover conditions in a separation column |
| EA000800B1 (ru) * | 1996-03-26 | 2000-04-24 | Филлипс Петролеум Компани | Способ извлечения конденсацией и отгонкой ароматических и/или высокомолекулярных углеводородов из сырья на основе метана и устройство для его осуществления |
| US5724833A (en) * | 1996-12-12 | 1998-03-10 | Phillips Petroleum Company | Control scheme for cryogenic condensation |
| US5791160A (en) * | 1997-07-24 | 1998-08-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for regulatory control of production and temperature in a mixed refrigerant liquefied natural gas facility |
| US5992175A (en) * | 1997-12-08 | 1999-11-30 | Ipsi Llc | Enhanced NGL recovery processes |
| EG22293A (en) * | 1997-12-12 | 2002-12-31 | Shell Int Research | Process ofliquefying a gaseous methane-rich feed to obtain liquefied natural gas |
| US6125653A (en) * | 1999-04-26 | 2000-10-03 | Texaco Inc. | LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant |
| JP2001208297A (ja) | 2000-01-21 | 2001-08-03 | Osaka Gas Co Ltd | 液化石油ガスの低温貯蔵方法 |
| US6401486B1 (en) * | 2000-05-18 | 2002-06-11 | Rong-Jwyn Lee | Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants |
| WO2002014763A1 (en) * | 2000-08-11 | 2002-02-21 | Fluor Corporation | High propane recovery process and configurations |
| US6367286B1 (en) * | 2000-11-01 | 2002-04-09 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | System and process for liquefying high pressure natural gas |
| US6712880B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-03-30 | Abb Lummus Global, Inc. | Cryogenic process utilizing high pressure absorber column |
| US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
| UA76750C2 (ru) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Способ сжижения природного газа (варианты) |
| US6516631B1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-02-11 | Mark A. Trebble | Hydrocarbon gas processing |
| ATE365897T1 (de) * | 2002-05-08 | 2007-07-15 | Fluor Corp | Konfiguration und verfahren zur gewinnung von flüssigem erdgas unter verwendung eines unterkühlten rückflussverfahrens |
| US7051553B2 (en) * | 2002-05-20 | 2006-05-30 | Floor Technologies Corporation | Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery |
| US6889522B2 (en) * | 2002-06-06 | 2005-05-10 | Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies | LNG floating production, storage, and offloading scheme |
| US6964181B1 (en) * | 2002-08-28 | 2005-11-15 | Abb Lummus Global Inc. | Optimized heating value in natural gas liquids recovery scheme |
| JP4194325B2 (ja) * | 2002-09-09 | 2008-12-10 | Ｉｈｉプラント建設株式会社 | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 |
| US6691531B1 (en) * | 2002-10-07 | 2004-02-17 | Conocophillips Company | Driver and compressor system for natural gas liquefaction |
| US6945075B2 (en) * | 2002-10-23 | 2005-09-20 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
| TWI314637B (en) * | 2003-01-31 | 2009-09-11 | Shell Int Research | Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas |
| MY136353A (en) * | 2003-02-10 | 2008-09-30 | Shell Int Research | Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream |
| US6889523B2 (en) * | 2003-03-07 | 2005-05-10 | Elkcorp | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| US6722157B1 (en) * | 2003-03-20 | 2004-04-20 | Conocophillips Company | Non-volatile natural gas liquefaction system |
| US6662589B1 (en) * | 2003-04-16 | 2003-12-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
| FR2855526B1 (fr) * | 2003-06-02 | 2007-01-26 | 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 |
| US6907752B2 (en) * | 2003-07-07 | 2005-06-21 | Howe-Baker Engineers, Ltd. | Cryogenic liquid natural gas recovery process |
| JP4496224B2 (ja) * | 2003-11-03 | 2010-07-07 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | Ｌｎｇ蒸気の取扱い構成および方法 |
| US7278281B2 (en) * | 2003-11-13 | 2007-10-09 | Foster Wheeler Usa Corporation | Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals |
| US20050204625A1 (en) * | 2004-03-22 | 2005-09-22 | Briscoe Michael D | Fuel compositions comprising natural gas and synthetic hydrocarbons and methods for preparation of same |
| US7213413B2 (en) * | 2004-06-16 | 2007-05-08 | Conocophillips Company | Noninvasive measurement and control system for use in hydrocarbon processing |
| US7165423B2 (en) * | 2004-08-27 | 2007-01-23 | Amec Paragon, Inc. | Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG |
| EP1824583A4 (en) * | 2004-12-16 | 2011-07-27 | Fluor Tech Corp | DESIGNS AND METHODS FOR LNG REGASIFICATION AND BTU CONTROL |
| US7257966B2 (en) * | 2005-01-10 | 2007-08-21 | Ipsi, L.L.C. | Internal refrigeration for enhanced NGL recovery |
| WO2006115597A2 (en) * | 2005-04-20 | 2006-11-02 | Fluor Technologies Corporation | Integrated ngl recovery and lng liquefaction |
| US20070157663A1 (en) * | 2005-07-07 | 2007-07-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction |
| US7404301B2 (en) * | 2005-07-12 | 2008-07-29 | Huang Shawn S | LNG facility providing enhanced liquid recovery and product flexibility |
-
2006
- 2006-06-23 US US11/426,026 patent/US20070012072A1/en not_active Abandoned
- 2006-07-06 KR KR1020137004122A patent/KR101431399B1/ko active IP Right Grant
- 2006-07-06 KR KR1020087000881A patent/KR101319793B1/ko active IP Right Grant
- 2006-07-06 EA EA200800296A patent/EA015525B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-06 JP JP2008521451A patent/JP5256034B2/ja active Active
- 2006-07-06 AU AU2006269366A patent/AU2006269366B2/en active Active
- 2006-07-06 WO PCT/US2006/026459 patent/WO2007008638A2/en active Application Filing
- 2006-07-06 CN CN2006800333003A patent/CN101506605B/zh active Active
- 2006-07-11 MY MYPI20063288 patent/MY152617A/en unknown
- 2006-07-12 PE PE2006000828A patent/PE20070467A1/es active IP Right Grant
- 2006-07-12 PE PE2010000383A patent/PE20100530A1/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-10-27 US US13/282,936 patent/US9841231B2/en active Active
-
2012
- 2012-03-05 JP JP2012048279A patent/JP5686755B2/ja active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0218359A1 (en) * | 1985-10-04 | 1987-04-15 | El Paso Hydrocarbons Company | Conditioning natural gas streams with preferential physical solvents |
| US6112549A (en) * | 1996-06-07 | 2000-09-05 | Phillips Petroleum Company | Aromatics and/or heavies removal from a methane-rich feed gas by condensation and stripping |
| US6823692B1 (en) * | 2002-02-11 | 2004-11-30 | Abb Lummus Global Inc. | Carbon dioxide reduction scheme for NGL processes |
| WO2005045338A1 (en) * | 2003-10-30 | 2005-05-19 | Fluor Technologies Corporation | Flexible ngl process and methods |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2641778C2 (ru) * | 2012-12-28 | 2018-01-22 | Линде Инжиниринг Норз Америка Инк. | Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа |
| RU2715126C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-02-25 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа регулируемого качества |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5686755B2 (ja) | 2015-03-18 |
| KR20130036345A (ko) | 2013-04-11 |
| JP5256034B2 (ja) | 2013-08-07 |
| MY152617A (en) | 2014-10-31 |
| WO2007008638A2 (en) | 2007-01-18 |
| PE20100530A1 (es) | 2010-08-20 |
| KR20080033937A (ko) | 2008-04-17 |
| KR101319793B1 (ko) | 2013-10-22 |
| AU2006269366B2 (en) | 2012-03-08 |
| JP2009503127A (ja) | 2009-01-29 |
| US20070012072A1 (en) | 2007-01-18 |
| AU2006269366A1 (en) | 2007-01-18 |
| CN101506605B (zh) | 2013-04-24 |
| CN101506605A (zh) | 2009-08-12 |
| PE20070467A1 (es) | 2007-06-14 |
| WO2007008638A3 (en) | 2009-05-07 |
| US20120042690A1 (en) | 2012-02-23 |
| EA200800296A1 (ru) | 2008-06-30 |
| US9841231B2 (en) | 2017-12-12 |
| KR101431399B1 (ko) | 2014-08-18 |
| JP2012141128A (ja) | 2012-07-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015525B1 (ru) | Способ получения сжиженного природного газа с разной усредненной высшей теплотворной способностью | |
| RU2685778C1 (ru) | Повышение эффективности системы производства спг путем предварительного охлаждения поступающего потока природного газа | |
| RU2502026C2 (ru) | Улучшенное удаление азота в установке для получения сжиженного природного газа | |
| AU2009288561B2 (en) | System for incondensable component separation in a liquefied natural gas facility | |
| US7086251B2 (en) | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction | |
| AU2009292077B2 (en) | System for enhanced gas turbine performance in a liquefied natural gas facility | |
| CA2519212C (en) | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction | |
| AU2008335158B2 (en) | LNG facility employing a heavies enriching stream | |
| US10082331B2 (en) | Process for controlling liquefied natural gas heating value | |
| CA2702887C (en) | Dual-refluxed heavies removal column in an lng facility | |
| AU2008246020B2 (en) | Domestic gas product from an LNG facility | |
| US20080098770A1 (en) | Intermediate pressure lng refluxed ngl recovery process |
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 |