EA018269B1 - Получение сжиженного природного газа - Google Patents

Получение сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA018269B1
EA018269B1 EA201170311A EA201170311A EA018269B1 EA 018269 B1 EA018269 B1 EA 018269B1 EA 201170311 A EA201170311 A EA 201170311A EA 201170311 A EA201170311 A EA 201170311A EA 018269 B1 EA018269 B1 EA 018269B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
receiving
expanded
gas stream
heat exchange
Prior art date
Application number
EA201170311A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170311A1 (ru
Inventor
Джон Д. Уилкинсон
Хэнк М. Хадсон
Кайл Т. Кьюллар
Original Assignee
Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ортлофф Инджинирс, Лтд. filed Critical Ортлофф Инджинирс, Лтд.
Publication of EA201170311A1 publication Critical patent/EA201170311A1/ru
Publication of EA018269B1 publication Critical patent/EA018269B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—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
    • F25J1/0002—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"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single 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
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally 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
    • 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
    • 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
    • F25J2215/02—Mixing or blending of fluids to yield a certain product
    • 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
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/10—Integration in a gas transmission system at a pressure reduction, e.g. "let down" station
    • 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
    • F25J2260/60—Integration in an installation using hydrocarbons, e.g. for fuel 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop

Landscapes

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

Abstract

Предложен способ и устройство для сжижения части потока природного газа. Поток природного газа охлаждают под давлением и разделяют на первый поток и второй поток. Первый поток охлаждают, подвергают расширению до промежуточного давления и подают в нижнюю часть дистилляционной колонны. Второй поток подвергают расширению до промежуточного давления и разделяют на две части. Одну часть охлаждают, а затем подают в среднюю часть дистилляционной колонны; другую часть используют для охлаждения первого потока. Кубовый продукт из данной дистилляционной колонны преимущественно содержит основную долю любых углеводородов, тяжелее метана, что в противном случае снизит чистоту сжиженного природного газа, так что пары верхнего погона из дистилляционной колонны содержат главным образом только метан и более легкие компоненты. Данные пары верхнего погона охлаждают и конденсируют и часть конденсированного потока подают в верхнюю часть дистилляционной колонны в качестве флегмы. Вторую часть конденсированного потока подвергают расширению до низкого давления с получением потока сжиженного природного газа.

Description

Предыстория создания изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для переработки природного газа с получением сжиженного природного газа (СПГ), который имеет высокую чистоту по метану. В частности, настоящее изобретение хорошо подходит для получения СПГ из природного газа, находящегося в газовых перекачивающих трубопроводах высокого давления. Заявители притязают на преимущество по разделу 35 кодекса законов США, ч. 119(е), предварительной заявки США № 61/086702, которая была подана 6 августа 2008 г.
Природный газ обычно извлекают из скважин, пробуренных в подземные газоносные пласты. Он обычно имеет состав, основную долю которого составляет метан, т.е. метан составляет по меньшей мере 50 мол.% газа. В зависимости от конкретного подземного газоносного пласта природный газ также содержит относительно небольшие количества более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутаны, пентаны и т.п., а также воду, водород, азот, диоксид углерода и другие газы.
Основную часть природного газа транспортируют в газообразной форме. Наиболее общим средством для транспортировки природного газа от устья скважины к газоперерабатывающим заводам и, следовательно, к потребителям природного газа является перекачивающие трубопроводы высокого давления. В ряде случаев, однако, была установлена необходимость и/или желательность сжижать природный газ перед его транспортировкой или использованием. В отдаленных местах, например, зачастую отсутствует трубопроводная инфраструктура, которая бы позволила удобную транспортировку природного газа на рынки сбыта. В таких случаях значительно более низкий удельный объем СПГ относительно природного газа в газообразном состоянии может значительно снизить затраты на транспортировку за счет доставки СПГ с использованием грузовых судов и транспортных грузовиков.
Другим обстоятельством, которое благоприятствует сжижению природного газа, является его использование в качестве моторного топлива. В больших населенных областях работает множество автобусов, такси и грузовых автомобилей, которые могут приводиться в движение СПГ, если доступен рентабельный источник СПГ. Такие транспортные средства на топливе из СПГ в значительно меньшей степени загрязняют воздух вследствие чистого сгорания природного газа по сравнению с аналогичными транспортными средствами, работающими на бензиновых и дизельных двигателях (которые сжигают высокомолекулярные углеводороды). Кроме того, если СПГ имеет высокую чистоту (т.е. с чистотой метана 95 мол.% или выше), количество образующего диоксида углерода (парникового газа) значительно меньше вследствие более низкого отношения углерод:водород для метана в сравнении с другими углеводородными топливами.
Настоящее изобретение в целом относится к сжижению природного газа, какой находится в перекачивающих газопроводах высокого давления. Результаты типичного анализа потока природного газа, подлежащего переработке согласно изобретению, будут давать приблизительные мольные проценты метана 89,4, этана и других С2-компонентов - 5,2, пропана и других С3-компонентов - 2,1, изобутана - 0,5, нормального бутана - 0,7, пентанов плюс - 0,6 и диоксида углерода - 0,6, а остальное приходится на азот. Иногда присутствуют также серосодержащие газы.
Известен ряд способов сжижения природного газа. Например, см. Είηη, Лпап 1., Стаи! I. Ιοίιηδοη. Теггу Тошйизои Технология получения сжиженного природного газа из морских месторождений и на заводах средней мощности. Труды семьдесят девятой ежегодной конференции ассоциации переработчиков газа, стр. 429-450, АНайа, 6еотд1а, Матей 13-15, 2000, обзор ряда данных способов. Патенты США №№ 5363655; 5600969; 5615561; 6526777 и 6889523 также описывают родственные процессы. Данные методы обычно включают стадии, на которых природный газ очищается (за счет удаления воды и вызывающих проблемы соединений, таких как диоксида углерода и соединения серы), охлаждается, конденсируется и расширяется. Охлаждение и конденсация природного газа может проводиться многими различными методами. Каскадное охлаждение предусматривает использование теплового обмена природного газа с несколькими хладагентами, имеющими последовательно снижающиеся точки кипения, такими как пропан, этан и метан. В альтернативном варианте данный тепловой обмен может проводиться при использовании одного хладагента путем испарения хладагента на нескольких различных уровнях давления. Мультикомпонентное охлаждение предусматривает тепловой обмен природного газа с одним текучим хладагентом, состоящим из нескольких компонентов хладагента, вместо нескольких однокомпонентных хладагентов. Расширение природного газа может быть осуществлено и в режиме постоянной энтальпии (при использовании расширения по Джоуэлю-Томпсону, например), и в режиме постоянной энтропии (при использовании, например, расширительной турбины).
Хотя может быть использован любой из данных способов для получения СПГ сорта моторного топлива, капитальные и эксплуатационные расходы, связанные с осуществлением данных способов, обычно делают внедрение таких установок нерентабельным. Например, стадии очистки, требуемые для удаления воды, диоксида углерода, соединений серы и т.д. из природного газа перед его сжижением требуют значительных капитальных и эксплуатационных расходов в данных установках, так же как и приводы для используемых циклов охлаждения. Это привело авторов настоящего изобретения к мысли провести исследование возможности получения СПГ из природного газа, который уже был очищен и транспортируется к потребителям по перекачивающим газопроводам высокого давления. Данный способ получения
- 1 018269
СПГ позволит исключить необходимость отдельных установок для очистки газа. Кроме того, данные перекачивающие газопроводы высокого давления часто являются удобными для крупных городов, где существует потребность в СПГ марки автомобильного топлива.
В соответствии с настоящим изобретением было установлено, что СПГ с чистотой метана выше 99% может быть получен из природного газа, даже когда природный газ содержит значительные количества диоксида углерода. Настоящее изобретение, хотя и применимое для более низких давлений и более высоких температур, является особенно преимущественным для переработки топливных газов с давлением в интервале от 600 до 1500 фунт/кв.дюйм [4,137-10,342 кПа] или выше.
Для лучшего понимания настоящего изобретения дается ссылка на следующие примеры и чертежи.
На фиг. 1 дана технологическая схема завода по производству СПГ в соответствии с настоящим изобретением;
на фиг. 2 дана схема, иллюстрирующая альтернативные средства применения настоящего изобретения применительно к заводу по производству СПГ.
В последующем рассмотрении вышеназванных фигур использованы таблицы, в которых сведены данные по расходам, рассчитанным для конкретных примеров рабочих условий. В таблицах, имеющихся в настоящем документе, величины расходов (в мол./ч) округлены до ближайшего целого числа для удобства использования. Общие расходы потока, показанные в таблицах, включают все не углеводородные компоненты и, следовательно, являются, в общем, больше, чем сумма расходов потоков углеводородных компонентов. Указанные температуры являются приблизительными величинами, округленными до ближайшей значащей цифры. Следует также отметить, что расчеты технологических параметров, проведенные в целях сравнения процессов, изображенных на чертежах, основаны на предположении отсутствия утечки тепла из (или в) окружающей среды в (или из) процесс. Количество коммерчески доступных изолирующих материалов делает такое допущение весьма обоснованным и часто используемым специалистами в данной области.
Для удобства технологические параметры представлены в традиционных британских единицах и в единицах международной системы (СИ). Молярные расходы, данные в таблицах, можно трактовать либо в моль-фунтах в час или килограмм-моль в час. Потребление энергии, представленное в лошадиных силах (НР) и/или тысячах Британских тепловых единицах в час (МВТи/ч), соответствует указанным молярным расходам в фунт-моль в час. Потребление энергии, представленное в киловаттах (кВт), соответствует указанным молярным расходам в колограмм-моль в час. Производительность получения СПГ, представленная в галлонах в день (галлон/день) и/или фунтах в час (фунт/ч), соответствует указанным расходам в фунт-моль в час. Производительность получения СПГ, данная в кубических метрах в час (м3/ч) и/или килограммах в час (кг/ч), соответствует указанным мольным расходам в килограмм-моль в час.
Описание изобретения
Фиг. 1 представляет схему способа в соответствии с настоящим изобретением, предназначенного для получения в качестве продукта СПГ с чистотой по метану выше 99%.
При моделировании способа фиг. 1 входящий газ, взятый из перекачивающего природный газ газопровода, входит на установку при 100°Р [38°С] и давлении 900 фунт/кв.дюйм [6205 кПа (а)] в виде потока 30. Поток 30 охлаждается в теплообменнике 10 за счет теплообмена с охлажденным паром мгновенного испарения СПГ при -115°Р [-82°С] (поток 43с), охлажденным расширенным паром при -57°Р [-49°С] (поток 35а) и охлажденным паром мгновенного испарения и жидкостью при -115°Р [-82°С] (поток 46). Охлажденный поток 30а при -52°Р [-47°С] и 897 фунт/кв.дюйм [6185 кПа (а)] разделяется на две части, потоки 31 и 32. Поток 32, содержащий приблизительно 32% вводимого газа, поступает в сепаратор 11, где пар (поток 33) отделяется от конденсированной жидкости (поток 34).
Поток 33 пара из сепаратора 11 входит в рабочую расширительную машину 13, в которой механическая энергия извлекается из данной части сырья высокого давления. Машина 13 расширяет пар, по существу, в режиме постоянной энтропии до давления, несколько превышающего рабочее давление в колонне 17 по очистке СПГ, 435 фунт/кв.дюйм [2999 кПа (а)], с рабочим расширительным охлаждением расширенного потока 33а до температуры приблизительно -108°Р [-78°С]. Типичные коммерчески доступные расширители способны восстановить порядка 80-85% работы, теоретически доступной при идеальном расширении в режиме постоянной энтропии. Восстановленная работа часто используется для привода центробежного компрессора (такого как в п.14), который может быть использован для сжатия газов или пара, как, например, поток 35Ь. Расширенный и частично сконденсированный поток 33а разделяется на две части, потоки 35 и 36.
Поток 36, содержащий приблизительно 35% потока, выходящего из машины 13, дополнительно охлаждается в теплообменнике 18 за счет теплообмена с охлажденными паром СПГ мгновенного испарения при -153°Р [-103°С] (поток 43Ь) и охлажденным паром мгновенного испарения и жидкостью при -153°Р [-103°С]. Дополнительно охлажденный поток 36а при -140°Р [-96°С] поступает затем в дистилляционную колонну 17 в среднее положение подачи. Вторая часть, поток 35, содержащий остальную часть выходящего из расширительной машины 13 потока, направляется в теплообменник 15, где нагревается до -57°Р [-49°С], и дополнительно охлаждает остальную часть (поток 31) охлажденного потока 30а. До
- 2 018269 полнительно охлажденный поток 31а при -82°Е [-64°С] подвергается затем мгновенному испарению через соответствующее расширительное устройство, такое как расширительный вентиль 16, до рабочего давления колонны фракционирования 17, тогда как расширенный поток 31Ь при -126°Е [-88°С] направляется в колонну фракционирования 17 через нижний ввод сырья на колонне.
Дистилляционная колонна 17 служит очистительной башней для СПГ. Это обычная дистилляционная колонна, содержащая множество тарелок, расположенных по вертикали колонны, один или несколько слоев с наполнителем или некая комбинация тарелок и наполнителя. Эта башня обеспечивает почти полное извлечение всех углеводородов тяжелее метана, содержащихся в потоках сырья (потоки 36а и 31Ь), в виде кубового продукта (поток 38), так что единственной существенной примесью в верхнем погоне (поток 37) является азот, содержащийся в потоках сырья. Также важно, что данная башня обеспечивает удерживание в своем кубовом продукте почти всего диоксида углерода, попадающего в башню, так что диоксид углерода не попадает в нижнюю зону охлаждения СПГ, где чрезвычайно низкие температуры могут вызвать образование твердого диоксида углерода, создающего технологические проблемы. Пары для десорбции для нижней части башни 17 по очистке СПГ обеспечивает паровой компонент потока 31Ь, который десорбирует некоторое количество метана из жидкости, текущей вниз по колонне.
Флегма для дистилляционной колонны 17 образуется при охлаждении и конденсации верхнего парового погона (поток 37 при -143°Е [-97°С]) в теплообменнике 18 в результате теплообмена с потоками 43Ь и 45, как рассмотрено выше. Конденсированный поток 37а теперь при -148°Е [-100°С] разделяется на две части. Одна часть (поток 40) становится сырьем для секции охлаждения СПГ. Другая часть (поток 39) входит в насос 19 для флегмы. После нагнетания поток 39а при -148°Е [-100°С] подается в башню 17 очистки СПГ в верхний порт для введения сырья с обеспечением жидкой флегмы для орошения башни. Данная жидкая флегма фракционирует пары, поднимающиеся по колонне, так что пар верхнего гона (поток 37) и следовательно поток сырья 40 в секцию охлаждения СПГ содержит минимальные количества диоксида углерода и углеводородов, тяжелее метана.
Поток сырья из секции охлаждения СПГ (конденсированный жидкий поток 40) входит в теплообменник 51 при -148°Е [-100°С] и дополнительно охлаждается за счет теплообмена с холодным паром мгновенного испарения СПГ при -169°Е [-112°С] (поток 43а) и холодным паром мгновенного испарения при -164°Е [-109°С] (поток 41). Дополнительно охлажденный поток 40а -150°Е [-101°С] из теплообменника 51 подвергают затем мгновенному расширению через соответствующее расширительное устройство, такое как расширительный вентиль 52, до давления приблизительно 304 фунт/кв.дюйм [2096 кПа (а)]. В ходе расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока до -164°Е [-109°С] (поток 40Ь]. Поток 40Ь мгновенного расширения поступает в сепаратор 53, где пар мгновенного испарения (поток 41) отделяется от жидкости (поток 42). Пар мгновенного испарения (первый поток 41 пара мгновенного испарения) нагревается до -153°Е [-103°С] (поток 41а) в теплообменнике 51, как рассмотрено ранее.
Жидкий поток 42 из сепаратора 53 дополнительно охлаждается в теплообменнике 54 до -168°Е [-111°С] (поток 42а). Дополнительно охлажденный поток 42а мгновенно расширяют через соответствующее расширительное устройство, такое как расширительный вентиль 55, до давления хранения СПГ (90 фунт/кв.дюйм [621 кПа (а)]. В ходе расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока до -211°Е [-135°С] (поток 42Ь), после чего его затем направляют в емкость 56 для хранения СПГ, где пар СПГ мгновенного испарения, образующийся при расширении (поток 43), отделяется от полученного СПГ (поток 44). Пар СПГ мгновенного испарения (второй поток 43 пара мгновенного испарения) нагревают затем до -169°Е [-112°С] (поток 43а), так как он дополнительно охлаждает поток 42 в теплообменнике 54. Поток 43а охлажденного пара СПГ мгновенного испарения нагревают затем в теплообменниках 51, 18 и 10, как рассмотрено ранее, а поток 436 при 95°Е [35°С] может быть затем использован как часть топочного газа для завода.
Кубовый поток 38 из башни 17 по очистке СПГ подвергают мгновенному расширению до давления холодного потока 41а мгновенного испарения с помощью расширительного вентиля 20. В ходе расширения часть потока испаряется, что приводит к охлаждению всего потока от -133°Е [-92°С] до -152°Е [-102°С] (поток 38а). Поток 38а мгновенного расширения затем объединяют с холодным потоком 41а пара мгновенного испарения, выходящего из теплообменника 51, с получением объединенного потока пара мгновенного испарения и жидкого потока (поток 45) при -153°Е [-103°С], который подается в теплообменник 18. Он нагревается до -119°Е [-84°С] (поток 45а), так как он обеспечивает охлаждение расширенного потока 36 и потока 37 пара верхнего погона башни, как рассмотрено выше.
Жидкость (поток 34) из сепаратора 11 подвергают мгновенному расширению до давления потока 45а с помощью расширительного вентиля 12, охлаждая поток 34а до -102°Е [-74°С]. Расширенный поток 34а объединяют с нагретым паром мгновенного испарения и жидким потоком 45а с образованием охлажденного потока 46 пара мгновенного испарения и жидкости, который нагревают до 94°Е [35°С] в теплообменнике 10, как рассмотрено ранее. Нагретый поток 46а затем повторно сжимают на двух стадиях, компрессоре 23 и компрессоре 25, приводимых в действие дополнительным источником мощности, с охлаждением до 120°Е [49°С] между стадиями, обеспечиваемым охладителем 24, с получением сжатого первого сухого газа (поток 466).
- 3 018269
Нагретый расширенный пар (поток 35Ь) при 95°Р [35°С] из теплообменника 10 представляет второй сухой газ. Его повторно сжимают в две стадии, на компрессоре 14, приводимом в действие расширительной машиной 13, и на компрессоре 22, приводимом в действие дополнительным источником мощности, с охлаждением до 120°Р [49°С] между стадиями, обеспечиваемым охладителем 21. Сжатый второй сухой газ (поток 35е) объединяют со сжатым первым сухим газом (поток 466) с получением потока 47 сухого газа. После охлаждения до 120°Р [49°С] в выпускном охладителе 26 сухой газовый продукт (поток 47а) возвращается в перекачивающий газопровод природного газа при 900 фунт/кв.дюйм [6205 кПа (а)].
Данные по расходам потоков и потребляемой энергии для процесса, показанного на фиг. 1, представлены в следующей таблице.
Таблица 1
Данные по расходу потоков - фунт-моль/ч [кг-моль/ч]
Поток Метан Этан Пропан Бутаны + Диоксид углерода Всего
30 1173 69 27 25 8 1318
31 371 22 9 8 2 415
32 807 47 18 17 6 903
33 758 36 10 4 5 320
34 49 11 3 13 1 83
35 493 24 7 3 3 533
36 265 12 3 1 2 287
37 270 0 0 0 0 277
33 474 34 12 9 4 536
39 108 0 0 0 0 111
40 162 0 0 0 0 166
41 20 0 0 0 0 21
42 142 0 0 0 0 145
43 32 0 0 0 0 35
45 494 34 12 9 4 557
46 543 45 20 22 5 640
47 1036 69 27 25 8 1173
44 110 0 0 0 0 110
Выходы*
13389 галлон/день [111,7 м3/день]
СПГ
1781 фунт/час [1781 кг/час]
Чистота СПГ 99,35%
Мощность
1-ое сжатие сухого газа 428 ГП [704 КВт]
2-ое сжатие сухого газа 145 ГП [238 КВт]
Всего 573 ГП [942 КВт]
* Рассчитано по неокругленным величинам расходов
Общая мощность на сжатие для варианта осуществления настоящего изобретения, показанного на фиг. 1, составляет 573 ГП [942 кВт], с получением 13389 галлонов/день [111,7 м3/день] СПГ. Поскольку плотность СПГ значительно меняется в зависимости от условий его хранения, то более целесообразно оценивать расход мощности на единицу массы СПГ. Для варианта осуществления настоящего изобретения, показанного на фиг. 1, удельный расход мощности составляет 0,322 ГП-ч/фунт [0,529 кВт-ч/кг], что аналогично данным для сравнимых известных в уровне процессов. Однако настоящее изобретение не требует удаления диоксида углерода из подаваемого газа перед введением его в зону получения СПГ, как в большинстве известных процессов, исключая тем самым капитальные затраты и рабочие расходы, свя
- 4 018269 занные со строительством и работой процессов по обработке газа, требуемых для данных процессов.
Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает получение СПГ более высокой степени чистоты, чем большинство известных в уровне процессов, вследствие включения в технологическую схему башни 17 для очистки СПГ. Чистота СПГ в действительности ограничивается только концентрацией газов более летучих, чем метан (азота, например), содержащихся в потоке 30 сырья, так как рабочие параметры в башне 17 по очистке СПГ могут быть при необходимости отрегулированы так, чтобы поддерживать концентрацию более тяжелых углеводородов в полученном СПГ как можно на более низком уровне.
Другие варианты осуществления изобретения
Некоторые обстоятельства могут благоприятствовать расщеплению потока сырья перед охлаждением в теплообменнике 10. Данный вариант осуществления настоящего изобретения показан на фиг. 2, где поток 30 сырья разделяется на две части, потоки 31 и 32, и потоки 31 и 32 после этого охлаждают в теплообменнике 10.
В соответствии с настоящим изобретением может быть использовано наружное охлаждение для дополнительного охлаждения, доступного для сырьевого газа из других технологических потоков, особенно в случае газового потока, более обогащенного, чем поток, рассмотренный ранее. Конкретное расположение теплообменников для охлаждения газового сырья должно оцениваться для каждой конкретной области назначения, а также с учетом выбора технологических потоков для конкретных служб управления теплообменом.
Следует также понимать, что относительное количество потока 30 сырья, который направляется в секцию охлаждения СПГ (поток 40), будет зависеть от нескольких факторов, включающих давление сырьевого газа, состав сырьевого газа, количество тепла, которое можно экономично извлечь из сырья, и количество доступных лошадиных сил. Большее количество сырья в секцию охлаждения СПГ может увеличить производительность СПГ при снижении чистоты СПГ (поток 44) вследствие соответствующего снижения количества флегмы (поток 39) в башне 17 очистки СПГ.
Дополнительное охлаждение жидкого потока 42 в теплообменнике 54 снижает количество пара СПГ мгновенного испарения (поток 43), образующихся в ходе расширения потока до рабочего давления в емкости 56 для хранения СПГ. Это обычно приводит к снижению удельного расхода мощности для производства СПГ при сохранении расхода потока 43 достаточно низким, чтобы он мог быть израсходован как часть топочного газа завода, исключая любой расход мощности для сжатия газа мгновенного испарения СПГ. Однако некоторые обстоятельства могут способствовать исключению теплообменника 54 (показанного пунктиром на фиг. 1 и 2) вследствие более высокого расхода топлива на заводе, чем в обычных процессах, или вследствие сжатия газа мгновенного испарения СПГ более рентабельным образом. Аналогичным образом, исключение промежуточной стадии мгновенного испарения (расширительного вентиля 52 и сепаратора 53 и необязательно теплообменника 51, показанных пунктиром на фиг. 1 и 2) может способствовать в некоторых обстоятельствах конечному повышению количества образующегося пара ΝΕΟ мгновенного испарения (поток 43), что, в свою очередь, будет способствовать увеличению удельного расхода мощности для процесса. В таких случаях расширенный жидкий поток 38а направляют в теплообменник 18 (показанный как поток 45), поток 40а направляют на расширительный вентиль 55 (показанный как поток 42а), а расширенный поток 42Ь после этого дополнительно разделяют с получением потока 43 пара мгновенного испарения и потока 44 готового продукта СПГ.
На фиг. 1 и 2 показано, что несколько узлов теплообмена объединены в обычные теплообменники 10, 18 и 51. В некоторых случаях может оказаться желательным использовать индивидуальные теплообменники для каждого узла или разделить узел теплообмена на несколько теплообменников. (Решение о том, объединять ли узлы теплообмена или использовать более одного теплообменника для указанного узла, будет зависеть от ряда факторов, включающих, но не ограниченных, расход СПГ, размер теплообменника, температуры потоков и т.д.).
Хотя расширение индивидуального потока показано в конкретных расширительных устройствах, могут быть использованы альтернативные средства расширения. Например, условия могут обеспечить работу расширения дополнительно охлажденной части потока сырья (потока 31а на фиг. 1 или потока 31Ь на фиг. 2) кубового потока из башни очистки СПГ (потока 38 на фиг. 1 и 2) и/или дополнительно охлажденных потоков в зоне охлаждения СПГ (потоки 40а и/или 42а на фиг. 1 и 2). Кроме того, мгновенное испарение в режиме постоянной энтальпии может быть использовано вместо работы расширения для потока 33 пара на фиг. 1 и 2 (с увеличением в результате расхода мощности для сжатия второго сухого газа).
Хотя рассмотрены предпочтительные варианты осуществления изобретения, специалисты в данной области поймут, что могут быть осуществлены другие дополнительные модификации его, например, чтобы адаптировать изобретение к различным условиям, типам сырья или другим требованиям без отклонения от существа настоящего изобретения, как определено в следующей формуле изобретения.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводо- 5 018269 родные компоненты, с получением потока сжиженного природного газа, где:
    (a) указанный поток природного газа охлаждают в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его, и затем разделяют, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) указанный первый газовый поток дополнительно охлаждают и после этого расширяют до промежуточного давления, после чего указанный расширенный охлажденный первый газовый поток подают в нижнее положение подачи дистилляционной колонны, которая производит поток пара верхнего погона и жидкий кубовый поток;
    (c) указанный второй газовый поток разделяют на поток пара и поток жидкости;
    (б) указанный поток пара подвергают расширению до указанного промежуточного давления и после этого разделяют, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (е) указанную первую часть потока пара охлаждают и после этого подают в среднее положение подачи указанной дистилляционной колонны;
    (ί) указанную вторую часть потока пара нагревают, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанного потока природного газа и указанного первого газового потока;
    (д) указанный поток пара верхнего погона охлаждают в достаточной степени, чтобы, по меньшей мере, частично сконденсировать его и получить в результате конденсированный поток;
    (11) указанный конденсированный поток разделяют, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, после чего указанный поток флегмы подают в указанную дистилляционную колонну в верхнем положении подачи;
    (ί) указанный поток сырья дополнительно охлаждают и после этого подвергают расширению до более низкого давления;
    (1) указанный расширенный дополнительно охлажденный поток сырья разделяют на первый поток пара мгновенного испарения и поток жидкости мгновенного испарения;
    (k) указанный поток жидкости мгновенного испарения подвергают расширению до еще более низкого давления;
    (l) указанный расширенный поток жидкости мгновенного испарения разделяют на второй поток пара мгновенного испарения и поток указанного сжиженного природного газа;
    (т) указанный второй поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанного потока природного газа, указанной первой части потока пара, указанного потока пара верхнего погона и указанного потока сырья;
    (п) указанный первый поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока сырья;
    (о) указанный поток кубовой жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток кубовой жидкости объединяют с указанным нагретым первым потоком пара мгновенного испарения с получением первого объединенного потока;
    (р) указанный первый объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (с.|) указанный поток жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток жидкости объединяют с указанным нагретым первым объединенным потоком с получением второго объединенного потока; и (г) указанный второй объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока природного газа.
  2. 2. Способ сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, для получения потока сжиженного природного газа, причем:
    (a) указанный поток природного газа разделяют, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) указанный первый газовый поток охлаждают и после этого подвергают расширению до промежуточного давления, после чего указанный расширенный охлажденный первый газовый поток подают в нижнее положение подачи дистилляционной колонны, которая производит поток пара верхнего погона и поток кубовой жидкости;
    (с) указанный второй газовый поток охлаждают в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его, и после этого разделяют на поток пара и поток жидкости;
    (б) указанный поток пара подвергают расширению до указанного промежуточного давления и после этого разделяют, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (е) указанную первую часть потока пара охлаждают и после этого подают в среднее положение подачи указанной дистилляционной колонны;
    (ί) указанную вторую часть потока пара нагревают, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанного первого газового потока и указанного второго газового потока;
    - 6 018269 (д) указанный поток пара верхнего погона охлаждают в достаточной степени, чтобы, по меньшей мере, частично сконденсировать его и получить в результате конденсированный поток;
    (11) указанный конденсированный поток разделяют, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, после чего указанный поток флегмы подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение подачи колонны;
    (ί) указанный поток сырья дополнительно охлаждают и после этого подвергают расширению до более низкого давления;
    (ί) указанный расширенный дополнительно охлажденный поток сырья разделяют на первый поток пара мгновенного испарения и поток жидкости мгновенного испарения;
    (k) указанный поток жидкости мгновенного испарения подвергают расширению до еще более низкого давления;
    (l) указанный расширенный поток жидкости мгновенного испарения разделяют на второй поток пара мгновенного испарения и поток указанного сжиженного природного газа;
    (т) указанный второй поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока, указанного второго газового потока, указанной первой части потока пара, указанного потока пара верхнего погона и указанного потока сырья;
    (п) указанный первый поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока сырья;
    (о) указанный поток кубовой жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток кубовой жидкости объединяют с указанным нагретым первым потоком пара мгновенного испарения с получением первого объединенного потока;
    (р) указанный первый объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (с.|) указанный поток жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток жидкости объединяют с указанным нагретым первым объединенным потоком с получением второго объединенного потока; и (г) указанный второй объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока и указанного второго газового потока.
  3. 3. Способ сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, для получения потока сжиженного природного газа, где:
    (a) указанный поток природного газа охлаждают в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его, и затем разделяют, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) указанный первый газовый поток дополнительно охлаждают и после этого подвергают расширению до промежуточного давления, после чего указанный расширенный охлажденный первый газовый поток подают в нижнее положение подачи дистилляционной колонны, которая производит поток пара верхнего погона и поток кубовой жидкости;
    (с) указанный второй газовый поток разделяют на поток пара и поток жидкости;
    (ά) указанный поток пара подвергают расширению до указанного промежуточного давления и после этого разделяют, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (е) указанную первую часть потока пара охлаждают и после этого подают в указанную дистилляционную колонну в среднее положение подачи;
    (1) указанную вторую часть потока пара нагревают, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанного потока природного газа и указанного первого газового потока;
    (д) указанный поток пара верхнего погона охлаждают в достаточной степени, чтобы, по меньшей мере, частично сконденсировать его и получить в результате конденсированный поток;
    (1) указанный конденсированный поток разделяют, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, после чего указанный поток флегмы подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение подачи колонны;
    (ί) указанный поток кубовой жидкости подвергают расширению до более низкого давления, после чего указанный расширенный поток кубовой жидкости нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (ί) указанный поток сырья подвергают расширению до еще более низкого давления;
    (k) указанный расширенный поток сырья разделяют на поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (l) указанный поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более указанного потока природного газа, указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    - 7 018269 (т) указанный поток жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток жидкости объединяют с указанным нагретым расширенным потоком кубовой жидкости с получением объединенного потока; и (п) указанный объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока природного газа.
  4. 4. Способ сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, для получения потока сжиженного природного газа, где:
    (a) указанный поток природного газа разделяют, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) указанный первый газовый поток охлаждают и после этого подвергают расширению до промежуточного давления, после чего указанный расширенный охлажденный первый газовый поток подают в нижнее положение подачи дистилляционной колонны, которая производит поток пара верхнего погона и поток кубовой жидкости;
    (c) указанный второй газовый поток охлаждают в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его, и после этого разделяют на поток пара и поток жидкости;
    (б) указанный поток пара подвергают расширению до указанного промежуточного давления и после этого разделяют, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (е) указанную первую часть потока пара охлаждают и после этого подают в указанную дистилляционную колонну в среднее положение подачи колонны;
    (ί) указанную вторую часть потока пара нагревают, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока и указанного второго газового потока;
    (д) указанный поток пара верхнего погона охлаждают в достаточной степени, чтобы, по меньшей мере, частично сконденсировать его и получить в результате конденсированный поток;
    (11) указанный конденсированный поток разделяют, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, после чего указанный поток флегмы подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение колонны;
    (ί) указанный поток кубовой жидкости подвергают расширению до более низкого давления, после чего указанный расширенный поток кубовой жидкости нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (ί) указанный поток сырья подвергают расширению до еще более низкого давления;
    (k) указанный расширенный поток сырья разделяют на поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (l) указанный поток пара мгновенного испарения нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока, указанного второго газового потока, указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (т) указанный поток жидкости подвергают расширению до указанного более низкого давления, после чего указанный расширенный поток жидкости объединяют с указанным нагретым расширенным потоком кубовой жидкости с получением объединенного потока; и (п) указанный объединенный поток нагревают, и указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока и указанного второго газового потока.
  5. 5. Способ по п. 1 или 2, где:
    (a) указанную жидкость мгновенного испарения охлаждают перед ее расширением до указанного еще более низкого давления и (b) указанное нагревание указанного второго потока пара мгновенного испарения также обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока жидкости мгновенного испарения.
  6. 6. Способ по п.3 или 4, где:
    (a) указанное сырье охлаждают перед его расширением до указанного еще более низкого давления и (b) указанное нагревание указанного потока пара мгновенного испарения также обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока сырья.
  7. 7. Устройство для сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты для получения потока сжиженного природного газа, для осуществления способа по п.1, включающее:
    (a) первое теплообменное средство, соединенное для приема указанного потока природного газа и охлаждения его в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его;
    (b) первое разделительное средство, соединенное для приема указанного частично конденсированного потока природного газа и разделения его, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газо
    - 8 018269 вый поток;
    (с) второе теплообменное средство, соединенное с указанным первым разделительным средством, для приема указанного первого газового потока и дополнительного охлаждения его;
    (б) первое расширительное средство, соединенное с указанным вторым теплообменным средством, для приема указанного дополнительно охлажденного первого газового потока и расширения его до промежуточного давления, указанное первое расширительное средство дополнительно соединено с дистилляционной колонной для подачи указанного расширенного дополнительно охлажденного первого газового потока в нижнее положение подачи;
    (е) первое сепарационное средство, соединенное с указанным первым разделительным средством, для приема указанного второго газового потока и разделения его на поток пара и поток жидкости;
    (ί) второе расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока пара и расширения его до указанного промежуточного давления;
    (д) второе разделительное средство, соединенное с указанным вторым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока пара и разделения его, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (11) третье теплообменное средство, соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной первой части потока пара и охлаждения ее, указанное теплообменное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанной охлажденной первой части потока пара в среднее положение подачи колонны;
    (ί) указанное второе теплообменное средство дополнительно соединено с указанным вторым разделительным средством для приема указанной второй части и нагревания ее, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного первого газового потока;
    (ί) первое отводящее средство, соединенное с верхней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока пара верхнего погона;
    (k) указанное третье теплообменное средство дополнительно соединено с указанным первым отводящим средством для приема указанного потока пара верхнего погона и охлаждения его в достаточной степени, чтобы частично конденсировать его с получением в результате конденсированного потока;
    (l) третье разделительное средство, соединенное с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного конденсированного потока и разделения его, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, указанное третье разделительное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанного потока флегмы в указанную дистилляционную колонну в верхнем положении подачи колонны;
    (т) четвертое теплообменное средство, соединенное с указанным третьим разделительным средством, для приема указанного потока сырья и дополнительного охлаждения его;
    (п) третье расширительное средство, соединенное с указанным четвертым теплообменным средством, для приема указанного потока дополнительно охлажденного сырья и расширения его до более низкого давления;
    (о) второе сепарационное средство, соединенное с указанным третьим расширительным средством, для приема указанного расширенного дополнительно охлажденного потока сырья и разделения его на первый поток пара мгновенного испарения и поток жидкости мгновенного испарения;
    (р) четвертое расширительное средство, соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости мгновенного испарения и расширения его до еще более низкого давления;
    (с.|) третье сепарационное средство, соединенное с указанным четвертым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока жидкости мгновенного испарения и разделения его на второй поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (г) указанное четвертое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным третьим сепарационным средством, для приема указанного потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья;
    (з) указанное четвертое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема первого потока пара мгновенного расширения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья;
    (!) второе отводящее средство, соединенное с нижней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока кубовой жидкости;
    (и) пятое расширительное средство, соединенное с указанным вторым отводящим средством, для приема указанного потока кубовой жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (ν) первое объединяющее средство, соединенное с указанным пятым расширительным средством и с указанным четвертым теплообменным средством, для приема указанного потока расширенной кубовой жидкости и указанного нагретого первого потока пара мгновенного испарения, соответственно, и полу
    - 9 018269 чения в результате первого объединенного потока;
    (и) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным первым объединяющим средством для приема указанного первого объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (x) шестое расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (y) второе объединяющее средство, соединенное с указанным шестым расширяющим средством и с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного расширенного потока жидкости и указанного нагретого первого объединенного потока, соответственно, и получения в результате второго объединенного потока; и (ζ) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым объединяющим средством, для приема указанного второго объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока природного газа.
  8. 8. Устройство для сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты для получения потока сжиженного природного газа, для осуществления способа по п.2, включающее:
    (a) первое разделительное средство, соединенное для приема указанного потока природного газа и разделения его, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) первое теплообменное средство, соединенное для приема указанного первого газового потока и его охлаждения;
    (c) второе теплообменное средство, соединенное с указанным первым теплообменным средством, для приема указанного охлажденного первого газового потока и дополнительного охлаждения его;
    (6) первое расширительное средство, соединенное с указанным вторым теплообменным средством, для приема указанного дополнительно охлажденного первого газового потока и расширения его до промежуточного давления, указанное первое расширительное средство дополнительно соединено с дистилляционной колонной для подачи указанного расширенного дополнительно охлажденного первого газового потока в более нижнее положение подачи колонны;
    (е) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное для приема указанного второго газового потока и охлаждения его в достаточной степени для частичной его конденсации;
    (ί) первое сепарационное средство, соединенное с указанным первым теплообменным средством, для приема указанного частично конденсированного второго газового потока и разделения его на поток пара и поток жидкости;
    (д) второе расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока пара и расширения его до указанного промежуточного давления;
    (11) второе разделительное средство, соединенное с указанным вторым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока пара и разделения его, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (ί) третье теплообменное средство, соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной первой части потока пара и охлаждения ее, при этом указанное теплообменное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для обеспечения подачи указанной охлажденной первой части потока пара в среднее положение подачи колонны;
    (ί) указанное второе теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной второй части потока пара и нагревания ее, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения первого газового потока;
    (к) первое отводящее средство, соединенное с верхней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока пара верхнего погона;
    (1) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным отводящим средством, для приема указанного потока пара верхнего погона и охлаждения его в достаточной степени, по меньшей мере, для частичной конденсации его и получения в результате конденсированного потока;
    (т) третье разделительное средство, соединенное с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного конденсированного потока и разделения его, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, указанное третье разделительное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанного потока флегмы в указанную дистилляционную колонну в верхней части колонны;
    (п) четвертое теплообменное средство, соединенное с указанным третьим разделительным средством, для приема указанного потока сырья и дополнительного охлаждения его;
    (о) третье расширительное средство, соединенное с указанным четвертым теплообменным средством, для приема указанного потока дополнительно охлажденного сырья и расширения его до более низкого давления;
    - 10 018269 (р) второе сепарационное средство, соединенное с указанным третьим расширительным средством, для приема указанного расширенного дополнительно охлажденного потока сырья и разделения его на первый поток пара мгновенного испарения и поток жидкости мгновенного испарения;
    (с.|) четвертое расширительное средство, соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости мгновенного испарения и расширения его до еще более низкого давления;
    (г) третье сепарационное средство, соединенное с указанным четвертым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока жидкости мгновенного испарения и разделения его на второй поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (5) указанное четвертое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным третьим сепарационным средством, для приема указанного второго потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья;
    (1) указанное четвертое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема первого потока пара мгновенного расширения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья;
    (и) второе отводящее средство, соединенное с нижней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока кубовой жидкости;
    (ν) пятое расширительное средство, соединенное с указанным вторым отводящим средством, для приема указанного потока кубовой жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (№) первое объединяющее средство, соединенное с указанным пятым расширительным средством и с указанным четвертым теплообменным средством, для приема указанного потока расширенной кубовой жидкости и указанного нагретого первого потока пара мгновенного испарения, соответственно, и получения в результате первого объединенного потока;
    (x) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным первым объединяющим средством, для приема указанного первого объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (y) шестое расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (ζ) второе объединяющее средство, соединенное с указанным шестым расширяющим средством и с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного расширенного потока жидкости и указанного нагретого первого объединенного потока, соответственно, и получения в результате второго объединенного потока; и (aa) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым объединяющим средством, для приема указанного второго объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока и указанного второго газового потока.
  9. 9. Устройство для сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты для получения потока сжиженного природного газа, для осуществления способа по п.3, содержащее:
    (a) первое теплообменное средство, соединенное для приема указанного потока природного газа и охлаждения его в достаточной степени, чтобы частично сконденсировать его;
    (b) первое разделительное средство, соединенное для приема указанного частично конденсированного потока природного газа и разделения его, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (с) второе теплообменное средство, соединенное с указанным первым разделительным средством, для приема указанного первого газового потока и дополнительного охлаждения его;
    (6) первое расширительное средство, соединенное с указанным вторым теплообменным средством, для приема указанного дополнительно охлажденного первого газового потока и расширения его до промежуточного давления, указанное первое расширительное средство дополнительно соединено с дистилляционной колонной для подачи указанного расширенного дополнительно охлажденного первого газового потока в более нижнее положение подачи;
    (е) первое сепарационное средство, соединенное с указанным первым разделительным средством, для приема указанного второго газового потока и разделения его на поток пара и поток жидкости;
    (l) второе расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока пара и расширения его до указанного промежуточного давления;
    (д) второе разделительное средство, соединенное с указанным вторым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока пара и разделения его, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (11) третье теплообменное средство, соединенное с указанным вторым разделительным средством,
    - 11 018269 для приема указанной первой части потока пара и охлаждения ее, указанное теплообменное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанной охлажденной первой части потока пара в среднее положение подачи в колонны;
    (ί) указанное второе теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной второй части потока пара и нагревания ее, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного первого газового потока;
    (ί) первое отводящее средство, соединенное с верхней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока пара верхнего погона;
    (k) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным первым отводящим средством, для приема указанного потока пара верхнего погона и охлаждения его в достаточной степени, чтобы частично конденсировать его и получить в результате конденсированный поток;
    (l) третье разделительное средство, соединенное с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного конденсированного потока и разделения его, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, указанное третье разделительное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанного потока флегмы в указанную дистилляционную колонну в положение верхней подачи колонны;
    (т) второе отводящее средство, соединенное с нижней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока кубовой жидкости;
    (п) третье расширительное средство, соединенное с указанным вторым отводящим средством, для приема указанного потока кубовой жидкости и расширения его до более низкого давления;
    (о) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным третьим расширительным средством, для приема указанного расширенного потока кубовой жидкости и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (р) четвертое расширительное средство, соединенное с указанным третьим разделительным средством, для приема указанного потока сырья и расширения его до еще более низкого давления;
    (с.|) второе сепарационное средство, соединенное с указанным четвертым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока сырья и разделения его на поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (г) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема указанного потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (§) пятое расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (1) объединяющее средство, соединенное с указанным пятым расширительным средством и указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного потока расширенной жидкости и указанного нагретого расширенного потока кубовой жидкости, соответственно, и получение в результате объединенного потока;
    (и) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным объединяющим средством, для приема указанного объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока природного газа.
  10. 10. Устройство для сжижения части потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые углеводородные компоненты, для получения потока сжиженного природного газа для осуществления способа по п.4, содержащее:
    (a) первое разделительное средство, соединенное для приема указанного потока природного газа и разделения его, по меньшей мере, на первый газовый поток и второй газовый поток;
    (b) первое теплообменное средство, соединенное для приема указанного первого газового потока и его охлаждения;
    (с) второе теплообменное средство, соединенное с указанным первым теплообменным средством, для приема указанного охлажденного первого газового потока и дополнительного охлаждения его;
    (б) первое расширительное средство, соединенное с указанным вторым теплообменным средством, для приема указанного дополнительно охлажденного первого газового потока и расширения его до промежуточного давления, указанное первое расширительное средство дополнительно соединено с дистилляционной колонной для подачи указанного расширенного дополнительно охлажденного первого газового потока в нижнее положение подачи колонны;
    (е) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное для приема указанного второго газового потока и охлаждения его в достаточной степени для частичной его конденсации;
    (1) первое сепарационное средство, соединенное с указанным первым теплообменным средством, для приема указанного частично конденсированного второго газового потока и разделения его на поток
    - 12 018269 пара и поток жидкости;
    (д) второе расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока пара и расширения его до указанного промежуточного давления;
    (11) второе разделительное средство, соединенное с указанным вторым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока пара и разделения его, по меньшей мере, на первую часть и вторую часть потока пара;
    (ί) третье теплообменное средство, соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной первой части потока пара и охлаждения ее, при этом указанное теплообменное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для обеспечения подачи указанной охлажденной первой части потока пара в среднее положение подачи колонны;
    (ί) указанное второе теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым разделительным средством, для приема указанной второй части потока пара и нагревания ее, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного охлажденного первого газового потока;
    (k) первое отводящее средство, соединенное с верхней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока пара верхнего погона;
    (l) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным первым отводящим средством, для приема указанного потока пара верхнего погона и охлаждения его в достаточной степени, по меньшей мере, для частичной конденсации его и получения в результате конденсированного потока;
    (т) третье разделительное средство, соединенное с указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного конденсированного потока и разделения его, по меньшей мере, на поток сырья и поток флегмы, указанное третье разделительное средство дополнительно соединено с указанной дистилляционной колонной для подачи указанного потока флегмы в указанную дистилляционную колонну в верхнем положении подачи колонны;
    (п) второе отводящее средство, соединенное с нижней областью указанной дистилляционной колонны, для отвода потока кубовой жидкости;
    (о) третье расширительное средство, соединенное с указанным вторым отводящим средством, для приема указанного потока кубовой жидкости и расширения его до более низкого давления;
    (р) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным третьим расширительным средством, для приема указанного расширенного потока кубовой жидкости и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (с.|) четвертое расширительное средство, соединенное с указанным третьим разделительным средством, для приема указанного потока сырья и расширения его до еще более низкого давления;
    (г) второе сепарационное средство, соединенное с указанным четвертым расширительным средством, для приема указанного расширенного потока сырья и разделения его на поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (з) указанное третье теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным вторым сепарационным средством, для приема указанного потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона;
    (1) пятое расширительное средство, соединенное с указанным первым сепарационным средством, для приема указанного потока жидкости и расширения его до указанного более низкого давления;
    (и) объединяющее средство, соединенное с указанным пятым расширительным средством и указанным третьим теплообменным средством, для приема указанного расширенного потока жидкости и указанного нагретого расширенного потока кубовой жидкости, соответственно, и получения в результате объединенного потока;
    (ν) указанное первое теплообменное средство, дополнительно соединенное с указанным объединяющим средством, для приема указанного объединенного потока и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанного первого газового потока и указанного второго газового потока.
  11. 11. Устройство по п.7 или 8, в котором:
    (a) пятое теплообменное средство соединено с указанным вторым сепарационным средством для приема указанного потока жидкости мгновенного испарения и его охлаждения;
    (b) указанное четвертое расширительное средство выполнено с возможностью соединения с указанным пятым теплообменным средством для приема указанного потока охлажденной жидкости мгновенного испарения и расширения его до указанного еще более низкого давления;
    (с) указанное третье сепарационное средство выполнено с возможностью разделения указанного расширенного охлажденного потока жидкости мгновенного испарения на указанный второй поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (ά) указанное пятое теплообменное средство дополнительно соединено с указанным третьим сепа
    - 13 018269 рационным средством для приема указанного второго потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения указанного потока жидкости мгновенного испарения; и (е) указанное четвертое теплообменное средство выполнено с возможностью соединения с указанным пятым теплообменным средством для приема указанного нагретого второго потока пара мгновенного испарения и дополнительного нагревания его, при этом указанное дополнительное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья.
  12. 12. Устройство по п.9 или 10, в котором:
    (a) четвертое теплообменное средство соединено с указанным третьим разделительным средством для приема указанного потока сырья и дополнительного его охлаждения;
    (b) указанное четвертое расширительное средство выполнено с возможностью соединения с указанным четвертым теплообменным средством для приема указанного дополнительно охлажденного потока сырья и расширения его до указанного еще более низкого давления;
    (c) указанное второе сепарационное средство выполнено с возможностью разделения указанного расширенного дополнительно охлажденного потока сырья на указанный поток пара мгновенного испарения и указанный поток сжиженного природного газа;
    (й) указанное четвертое теплообменное средство дополнительно соединено с указанным вторым сепарационным средством для приема указанного потока пара мгновенного испарения и нагревания его, при этом указанное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного дополнительного охлаждения указанного потока сырья; и (е) указанное третье теплообменное средство выполнено с возможностью соединения с указанным четвертым теплообменным средством для приема указанного нагретого потока пара мгновенного испарения и его дополнительного нагревания, при этом указанное дополнительное нагревание обеспечивает по меньшей мере часть указанного охлаждения одного или более из указанной первой части потока пара и указанного потока пара верхнего погона.
EA201170311A 2008-08-06 2009-07-28 Получение сжиженного природного газа EA018269B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US8670208P 2008-08-06 2008-08-06
US12/479,061 US8584488B2 (en) 2008-08-06 2009-06-05 Liquefied natural gas production
PCT/US2009/051901 WO2010017061A1 (en) 2008-08-06 2009-07-28 Liquefied natural gas production

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170311A1 EA201170311A1 (ru) 2011-10-31
EA018269B1 true EA018269B1 (ru) 2013-06-28

Family

ID=41651667

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170311A EA018269B1 (ru) 2008-08-06 2009-07-28 Получение сжиженного природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US8584488B2 (ru)
EP (1) EP2324312A1 (ru)
CN (1) CN102112829B (ru)
AR (1) AR074527A1 (ru)
AU (1) AU2009279950B2 (ru)
BR (1) BRPI0916667A2 (ru)
CA (1) CA2732046C (ru)
EA (1) EA018269B1 (ru)
MX (1) MX2011000840A (ru)
MY (1) MY157791A (ru)
PE (1) PE20110645A1 (ru)
WO (1) WO2010017061A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7777088B2 (en) 2007-01-10 2010-08-17 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide fractionalization process
MY184535A (en) * 2010-10-20 2021-04-01 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering ethane and heavier hydrocarbons from lng
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
US9612050B2 (en) * 2012-01-12 2017-04-04 9052151 Canada Corporation Simplified LNG process
DE102012208223B4 (de) * 2012-02-22 2013-11-07 Siemens Aktiengesellschaft Anlage und Verfahren zur Kohlenstoffdioxid- und Wasserabscheidung
US9689608B2 (en) * 2013-03-14 2017-06-27 Leed Fabrication Services, Inc. Methods and devices for drying hydrocarbon containing gas
US20150276307A1 (en) * 2014-03-26 2015-10-01 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
CN108779953A (zh) * 2016-03-21 2018-11-09 国际壳牌研究有限公司 用于液化天然气进料流的方法和系统
WO2018160182A1 (en) * 2017-03-02 2018-09-07 The Lisbon Group, Llc Systems and methods for transporting liquefied natural gas
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
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
US11561043B2 (en) 2019-05-23 2023-01-24 Bcck Holding Company System and method for small scale LNG production
US20230113326A1 (en) * 2021-10-13 2023-04-13 Henry Edward Howard System and method to produce liquefied natural gas
US20230115492A1 (en) * 2021-10-13 2023-04-13 Henry Edward Howard System and method to produce liquefied natural gas

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US20040177646A1 (en) * 2003-03-07 2004-09-16 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US20060000234A1 (en) * 2004-07-01 2006-01-05 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7191617B2 (en) * 2003-02-25 2007-03-20 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US33408A (en) * 1861-10-01 Improvement in machinery for washing wool
NL240371A (ru) * 1958-06-23
US3292380A (en) * 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
US3837172A (en) * 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
GB1475475A (en) * 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US4171964A (en) * 1976-06-21 1979-10-23 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4140504A (en) * 1976-08-09 1979-02-20 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4157904A (en) * 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4251249A (en) * 1977-01-19 1981-02-17 The Randall Corporation Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream
US4185978A (en) * 1977-03-01 1980-01-29 Standard Oil Company (Indiana) Method for cryogenic separation of carbon dioxide from hydrocarbons
US4278457A (en) * 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4519824A (en) * 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
FR2571129B1 (fr) * 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
US4617039A (en) * 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
FR2578637B1 (fr) * 1985-03-05 1987-06-26 Technip Cie Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede
US4687499A (en) * 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4869740A (en) * 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4854955A (en) * 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4889545A (en) * 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
JPH06159928A (ja) * 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
US5275005A (en) * 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
US5568737A (en) * 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5566554A (en) * 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
WO1996040604A1 (en) * 1995-06-07 1996-12-19 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5600969A (en) * 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5890378A (en) * 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5881569A (en) * 1997-05-07 1999-03-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
AU9491401A (en) * 2000-10-02 2002-04-15 Elcor Corp Hydrocarbon gas processing
FR2817766B1 (fr) * 2000-12-13 2003-08-15 Technip Cie Procede et installation de separation d'un melange gazeux contenant du methane par distillation,et gaz obtenus par cette separation
US6712880B2 (en) * 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column
US7069743B2 (en) * 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) * 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6907752B2 (en) * 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
CN100436988C (zh) * 2004-07-01 2008-11-26 奥特洛夫工程有限公司 液化天然气的处理
US7219513B1 (en) * 2004-11-01 2007-05-22 Hussein Mohamed Ismail Mostafa Ethane plus and HHH process for NGL recovery
US7631516B2 (en) * 2006-06-02 2009-12-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7191617B2 (en) * 2003-02-25 2007-03-20 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20040177646A1 (en) * 2003-03-07 2004-09-16 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US20060000234A1 (en) * 2004-07-01 2006-01-05 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20060283207A1 (en) * 2005-06-20 2006-12-21 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing

Also Published As

Publication number Publication date
CA2732046A1 (en) 2010-02-11
CA2732046C (en) 2015-02-10
EA201170311A1 (ru) 2011-10-31
WO2010017061A1 (en) 2010-02-11
CN102112829B (zh) 2014-08-27
BRPI0916667A2 (pt) 2017-07-04
US20110120183A9 (en) 2011-05-26
US8584488B2 (en) 2013-11-19
CN102112829A (zh) 2011-06-29
AU2009279950B2 (en) 2013-08-01
EP2324312A1 (en) 2011-05-25
AU2009279950A1 (en) 2010-02-11
AR074527A1 (es) 2011-01-26
US20100031700A1 (en) 2010-02-11
MX2011000840A (es) 2011-03-02
PE20110645A1 (es) 2011-09-08
MY157791A (en) 2016-07-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA018269B1 (ru) Получение сжиженного природного газа
US7204100B2 (en) Natural gas liquefaction
JP5997798B2 (ja) 等圧開放冷凍天然ガス液回収による窒素除去
US10753678B2 (en) Hydrocarbon gas processing
JP4659334B2 (ja) 天然ガスの低温処理におけるｌｎｇ製造法
US8752401B2 (en) Method for producing a flow which is rich in methane and a cut which is rich in C2+ hydrocarbons from a flow of feed natural gas and an associated installation
US9939196B2 (en) Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly
US9783470B2 (en) Hydrocarbon gas processing
US20080115532A1 (en) Method And Apparatus For Producing A Liquefied Natural Gas Stream
JP4551446B2 (ja) 天然ガスの液化
JP2006523296A (ja) 低温天然ガス加工プラントにおけるｌｎｇの生産
KR20080109090A (ko) 천연 가스 스트림의 액화 방법 및 장치
KR101680922B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법

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 KG MD TJ

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
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): KZ