EA031162B1 - Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока - Google Patents

Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока Download PDF

Info

Publication number
EA031162B1
EA031162B1 EA201591949A EA201591949A EA031162B1 EA 031162 B1 EA031162 B1 EA 031162B1 EA 201591949 A EA201591949 A EA 201591949A EA 201591949 A EA201591949 A EA 201591949A EA 031162 B1 EA031162 B1 EA 031162B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
hydrocarbon
liquid
gas stream
gas
Prior art date
Application number
EA201591949A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201591949A1 (ru
Inventor
Михил Гейсберт Ван Акен
Мариска Волтерс-Ден Брейен
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA201591949A1 publication Critical patent/EA201591949A1/ru
Publication of EA031162B1 publication Critical patent/EA031162B1/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
    • F25J1/0002—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"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0202—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 in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F25J1/0267—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer using flash gas as heat sink
    • 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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/065—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/067—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • 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
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/10—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using combined expansion and separation, e.g. in a vortex tube, "Ranque tube" or a "cyclonic fluid separator", i.e. combination of an isentropic nozzle and a cyclonic separator; Centrifugal separation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Abstract

Настоящее изобретение предлагает способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, включающий в себя, по меньшей мере, стадии: (a) подачи загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20); (b) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20) в первом теплообменнике (3) с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40); (c) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40) в детандере (4) с получением в результате частично сжиженного потока (70); (d) разделения частично сжиженного потока (70) в сепараторе (5) с получением в результате газообразного потока (80) и жидкого потока (90); (e) расширения жидкого потока (90), полученного на стадии (d), с получением в результате многофазного потока (100), содержащего, по меньшей мере, паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу; (f) разделения многофазного потока (100) в сепараторе (7) с получением в результате газообразного потока (110) и суспензионного потока (120); (g) разделения суспензионного потока (120) в сепараторе (9) жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока (170) и концентрированного суспензионного потока (140); (h) пропускания газообразного потока (80), полученного на стадии (d), через первый теплообменник (3) с получением в результате нагретого газообразного потока (270); и (i) сжатия нагретого газообразного потока (270) с получением в результате потока (220) сжатого газа; и (j) объединения потока (220) сжатого газа, полученного на стадии (i), с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком (20), полученным на стадии (a).

Description

Настоящее изобретение предлагает способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, включающий в себя, по меньшей мере, стадии: (а) подачи загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20); (Ь) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20) в первом теплообменнике (3) с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40); (с) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40) в детандере (4) с получением в результате частично сжиженного потока (70); (d) разделения частично сжиженного потока (70) в сепараторе (5) с получением в результате газообразного потока (80) и жидкого потока (90);
(е) расширения жидкого потока (90), полученного на стадии (d), с получением в результате многофазного потока (100), содержащего, по меньшей мере, паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу; (f) разделения многофазного потока (100) в сепараторе (7) с получением в результате газообразного потока (НО) и суспензионного потока (120); (g) разделения суспензионного потока (120) в сепараторе (9) жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока (170) и концентрированного суспензионного потока (140); (h) пропускания газообразного потока (80), полученного на стадии (d), через первый теплообменник (3) с получением в результате нагретого газообразного потока (270); и (i) сжатия нагретого газообразного потока (270) с получением в результате потока (220) сжатого газа; и (j) объединения потока (220) сжатого газа, полученного на стадии (i), с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком (20), полученным на стадии (а).
Настоящее изобретение относится к способу сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, в частности метансодержащего загрязненного газового потока, такого как природный газ.
Способы сжижения углеводородсодержащих газовых потоков хорошо известны в области техники. Сжижение углеводородсодержащего газового потока, такого как поток природного газа, желательно по нескольким причинам. Например, природный газ можно легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в газообразном виде, поскольку он занимает меньший объем и не требует хранения при высоких давлениях. Как правило, перед сжижением, загрязненный углеводородсодержащий газовый поток обрабатывают для удаления одного или более загрязнителей (таких как Н2О, CO2, H2S и т.п.), которые могут вымораживаться во время процесса сжижения.
Проблема известных способов сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока заключается в том, что это довольно сложный процесс, требующий большого количества дорогостоящего оборудования.
Целью настоящего изобретения является решение или, по меньшей мере, сведение к минимуму указанной выше проблемы.
Дополнительной целью настоящего изобретения является предложить более простой и более экономичный способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, в частности метансодержащего загрязненного газового потока, такого как природный газ.
Еще одной целью является предложить способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока для производств малых масштабов, т.е. имеющих производительность не более 0,1 МТРА (млн тонн в год).
Одна или более из указанных выше или других целей по настоящему изобретению достигаются за счет разработки способа сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, причем способ включает в себя, по меньшей мере, стадии:
(a) подачи загрязненного углеводородсодержащего газового потока;
(b) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока в первом теплообменнике с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока;
(c) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока в детандере с получением в результате частично сжиженного потока;
(d) разделения частично сжиженного потока в сепараторе с получением в результате газообразного потока и жидкого потока;
(e) расширения жидкого потока, полученного на стадии (d), с получением в результате многофазного потока, содержащего, по меньшей мере паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу;
(f) разделения многофазного потока в сепараторе с получением в результате газообразного потока и суспензионного потока;
(g) разделения суспензионного потока в сепараторе жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока и концентрированного суспензионного потока;
(h) пропускания газообразного потока, полученного на стадии (d), через первый теплообменник с получением в результате нагретого газообразного потока и (i) сжатия нагретого газообразного потока с получением в результате потока сжатого газа; и (j) объединения потока сжатого газа, полученного на стадии (i), с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком, полученным на стадии (а).
Преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что он имеет удивительно простое конструктивное исполнение и может быть стандартизирован для обработки и сжижения газового сырья широкого спектра составов. Кроме того, существует относительно ограниченная потребность в коммуникациях и химических реагентах, что приводит к значительному снижению эксплуатационных и капитальных затрат. Кроме того, конструктивное исполнение является более надежным в отношении микропримесей, таких как ржавчина и частицы масла, по сравнению с конструкциями с системами аминовой очистки.
Поскольку способ по настоящему изобретению не требует подключения к трубопроводной сети (так как газообразный поток, полученный на стадии (d), объединяют с загрязненным углеводородсодержащим потоком, полученным на стадии (а)), применение способа является очень гибким. Способ по настоящему изобретению особенно подходит для производств малого масштаба (с производительностью не более 0,1 МТРА).
Важный аспект настоящего изобретения заключается в том, что поток жидкого углеводородного продукта, полученный на стадии (е), может иметь отличающийся состав, например, содержащий больше чем обычно CO2 (например, по меньшей мере 250 мол.ч/млн) и больше чем обычно C5+ (например, более 0,1 мол.%).
На стадии (а) подается загрязненный углеводородсодержащий газовый поток. Хотя загрязненный углеводородсодержащий газовый поток не имеет особых ограничений, он предпочтительно представляет собой богатый метаном газовый поток, такой как природный газ. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления загрязненный углеводородсодержащий газовый поток содержит по меньшей мере 50 мол.% метана, предпочтительно по меньшей мере 80 мол.%. Предпочтительно углеводородная
- 1 031162 фракция загрязненного углеводородсодержащего газового потока содержит в частности по меньшей мере 75 мол.% метана, предпочтительно по меньшей мере 90 мол.%. Углеводородная фракция в потоке природного газа может в подходящем случае содержать от 0 до 25 мол.% С2+ углеводородов (т.е. углеводородов, содержащих 2 или более атомов углерода в молекуле), предпочтительно от 0 до 20 мол.% C2-C6 углеводородов, более предпочтительно от 0,3 до 18 мол.% C2-C4 углеводородов и особенно предпочтительно от 0,5 до 15 мол.% этана.
Загрязнитель также не имеет определенных ограничений. Обычно загрязнителем является одно или более соединение из СО2, H2S, Н2О, С6+ углеводородов, ароматических соединений, но в особенности CO2.
Количество загрязнителя в загрязненном углеводородсодержащем газовом потока допустимо составляет от 0,5 до 90 мол.%, предпочтительно выше 1,0 мол.% и предпочтительно ниже 10 мол.%.
Перед охлаждением на стадии (b) загрязненный углеводородсодержащий газовый поток может быть обработан. В качестве примера, если загрязненный углеводородсодержащий газовый поток содержит воду (например, более 1 об.ч/млн), тогда загрязненный углеводородсодержащий газовый поток может быть обезвожен для предотвращения гидратообразования на последующих стадиях охлаждения. Так как специалисты в данной области техники знакомы с обезвоживанием газовых потоков (например, с помощью адсорбции влагопоглотителями), далее оно здесь не рассматривается. Предпочтительно метанол вводят в загрязненный углеводородсодержащий газовый поток для предотвращения образования гидратов.
На стадии (b) загрязненный углеводородсодержащий газовый поток охлаждается в первом теплообменнике с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока. Теплообменник не имеет особых ограничений, но предпочтительно является косвенным теплообменником. Предпочтительно на стадии (b) твердая фаза не образуется; следовательно, загрязненный углеводородсодержащий газовый поток предпочтительно не содержит твердых частиц. Как правило, охлажденный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток представляет собой газовый поток, возможно содержащий некоторое количество жидкого метанола, если он предварительно вводился.
Предпочтительно охлажденный загрязненный углеводородсодержащий поток, полученный на стадии (b), имеет температуру не более -40°C, предпочтительно не более -50°C, более предпочтительно не более -60°C.
На стадии (с) охлажденный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток охлаждается в детандере с получением в результате частично сжиженного потока. При необходимости, и если выше по потоку был введен метанол для исключения гидратообразования, охлажденный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток может быть направлен на стадию отделения метанола перед охлаждением в детандере.
На стадии (d) частично сжиженный поток разделяют в сепараторе с получением в результате газообразного потока и жидкого потока.
На стадии (е) жидкий поток, полученный на стадии (d), подвергается расширению с получением в результате многофазного потока, причем многофазный поток содержит, по меньшей мере паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу. Как правило, многофазный поток содержит по меньшей мере 20 мол.% пара.
Хотя детандер, используемый на стадии (е), по настоящему изобретению не имеет особых ограничений (и может включать дроссельный клапан и отверстие, обычный детандер и т.д.), предпочтительно, чтобы в детандере отводилось теплосодержание из охлажденного загрязненного углеводородсодержащего газового потока. Подходящим детандером для отведения теплосодержания при расширении является турбодетандер. Предпочтительно охлажденный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток при подаче в детандер имеет давление от 40 до 200 бар абс. (4,0-20,0 МПа), более предпочтительно от 60 до 100 бар абс. (6,0-10,0 МПа). Многофазный поток при отведении из детандера обычно имеет давление от 1 до 10 бар абс. (0,1-1,0 МПа), предпочтительно ниже 7 бар абс. (0,7 МПа), более предпочтительно ниже 3 бар абс. (0,30 МПа).
Предпочтительно многофазный поток, полученный на стадии (е), имеет температуру не более -100°C (т.е. не теплее чем -100°C), предпочтительно не более -120°C, более предпочтительно не более -140°C, наиболее предпочтительно не более -150°C.
На стадии (f) многофазный поток разделяют в сепараторе с получением в результате газообразного потока и суспензионного потока. Предпочтительно, чтобы суспензионный поток, полученный на стадии (f), находился бы под давлением до разделения на стадии (g), чтобы свести к минимуму парообразование в сепараторе жидкой и твердой фаз на стадии (g). Кроме того, повышение давления суспензионного потока, полученного на стадии (f), предотвращает образование твердой фазы в накопительном резервуаре (если такой имеется), в котором жидкий углеводородный поток, полученный на стадии (g), хранится. Предпочтительно суспензионный поток нагнетают до давления по меньшей мере 6 бар абс. (0,60 МПа).
На стадии (g) суспензионный поток разделяется в сепараторе жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока и концентрированного суспензионного потока. Как правило, концентрированный суспензионный поток обогащен загрязнителями. Концентрированный суспензи
- 2 031162 онный поток может содержать более одного загрязнителя. Концентрированный суспензионный поток обычно содержит по меньшей мере 20 мол.% загрязнителя (загрязнителей) и не более 80 мол.% метана. Если одним из загрязнителей в концентрированном суспензионном потоке является CO2, тогда концентрированный суспензионный поток предпочтительно содержит по меньшей мере 25 мол.% СО2. Предпочтительно концентрированный суспензионный поток нагревают до плавления и/или испарения загрязнителя (загрязнителей). Предпочтительно концентрированный суспензионный поток плавится (предпочтительно в нагретом сосуде) с получением жидкого потока загрязнителя (обычно содержащего по меньшей мере 80 мол.% С5+) и газообразного потока загрязнителя (обычно содержащего по меньшей мере 80 мол.% CO2/N2, если загрязнитель содержит CO2). Поскольку газообразный поток загрязнителя попрежнему может содержать некоторые углеводороды, он может быть рециркулирован для использования в качестве (части) топливного потока.
На стадии (h) газообразный поток, полученный на стадии (d), пропускают через первый теплообменник с получением в результате нагретого газообразного потока. Нагретый газообразный поток обычно содержит по меньшей мере 80 мол.% метана и не более 20 мол.% N2.
На стадии (i) нагретый газообразный поток, полученный на стадии (h), сжимают с получением в результате потока сжатого газа. На стадии (j) поток сжатого газа, полученный на стадии (i), объединяют с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком, полученным на стадии (а).
Как правило, нагретый газообразный поток, полученный на стадии (i), сжимают до давления, равного давлению загрязненного углеводородсодержащего газового потока, подаваемого на стадию (а), перед объединением с ним. Преимущество объединения (обедненного) нагретого газообразного потока с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком заключается в том, что уровень загрязнителя в сырье снижается, что позволяет осуществлять более глубокое предварительное охлаждение. Дополнительное преимущество объединения с потоком сжатого газа, полученным на стадии (i), заключается в том, что для отведения данного потока не нужна трубопроводная сеть; в результате способ можно осуществлять в удаленных местоположениях.
К тому же, загрязненный углеводородсодержащий газовый поток, подаваемый на стадию (а), обычно сжимают перед охлаждением на стадии (b) и объединением на стадии (j).
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления способа по настоящему изобретению способ дополнительно включает в себя: охлаждение части (предпочтительно по меньшей мере 60 об.%) потока сжатого газа, полученного на стадии (i), с помощью второго теплообменника с получением в результате охлажденного потока сжатого газа; расширение охлажденного потока сжатого газа с получением в результате потока расширенного газа; и объединение потока расширенного газа с газообразным потоком, полученным на стадии (d).
Кроме того, предпочтительно, чтобы способ также включал в себя: пропускание газообразного потока, полученного на стадии (f), через второй теплообменник с получением в результате второго нагретого газообразного потока; сжатие второго нагретого газообразного потока с получением в результате второго потока сжатого газа; и объединение второго потока сжатого газа с нагретым газообразным потоком, полученным на стадии (h).
Как правило, жидкий углеводородный поток, полученный на стадии (g), хранится в накопительном резервуаре, при этом поток отпарного газа из указанного накопительного резервуара объединяется с газообразным потоком, полученным на стадии (f). В качестве альтернативы, поток отпарного газа может быть нагрет и сжат отдельно, и направлен в топливную систему.
В дополнительном аспекте настоящее изобретение предлагает жидкий углеводородный поток, полученный на стадии (g) способа по настоящему изобретению, содержащий по меньшей мере 80 мол.% метана и по меньшей мере 250 мол.ч/млн CO2. Предпочтительно, чтобы весь CO2 был растворен; вследствие этого жидкий углеводородный поток предпочтительно не содержит твердого CO2. Кроме того, жидкий углеводородный поток предпочтительно содержит растворенный CO2 до уровня насыщения при условиях хранения; при температуре не более -100°C (предпочтительно не более -150°C) жидкий поток углеводородов предпочтительно содержит от 800 мол.ч/млн до 3,5 мол.% СО2.
Кроме того, предпочтительно, чтобы жидкий углеводородный поток дополнительно содержал более 0,1 мол.% C5+, предпочтительно по меньшей мере 0,2 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 0,5 мол.%, еще более предпочтительно по меньшей мере 0,8 мол.% или даже по меньшей мере 1,0 мол.%. В контексте настоящего изобретения C5+ относятся к углеводородам, содержащим 5 или более атомов углерода в молекуле, таким как пентан, гексан и тому подобное. К тому же, жидкий углеводородный поток предпочтительно содержит по меньшей мере 0,002 мол.%, предпочтительно по меньшей мере 0,005 мол.% бензола.
Ниже изобретение будет дополнительно проиллюстрировано следующим не ограничивающим изобретение чертежом.
В настоящем описании на фигуре схематически показана технологическая схема процесса осуществления способа по настоящему изобретению.
Для целей данного описания одинаковые ссылочные номера позиций относятся к одинаковым или аналогичным компонентам.
- 3 031162
На фигуре схематически показана технологическая схема процесса осуществления способа сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока. Технологическая схема в целом обозначена ссылочной позицией 1.
Технологическая схема 1 содержит компрессор 2, теплообменник 3 (первый теплообменник), детандер 4, первый сепаратор 5, дроссельный клапан 6, второй сепаратор 7, насос 8, третий сепаратор 9 (твердой и жидкой фаз), резервуар 11 для хранения СПГ, нагреватель 12 суспензии, дополнительные компрессоры 13 и 14, второй теплообменник 15, детандер 16 и сепаратор 17 метанола. Технологическая схема может содержать дополнительные теплообменники в дополнение к первому теплообменнику 3 и второму теплообменнику 15. Предпочтительно первый теплообменник 3 и второй теплообменник 15 являются отдельными теплообменниками.
Во время использования технологической схемы 1 по настоящему изобретению подается загрязненный углеводородсодержащий газовый поток 20 (который до этого был сжат как поток 10 в компрессоре 2). Данный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток 20 обычно является потоком природного газа. Загрязненный углеводородсодержащий газовый поток 20 охлаждается (как поток 30) в первом теплообменнике 3 с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего газового потока 40. Первый теплообменник 3 (как и второй теплообменник 15) является косвенным теплообменником; в связи с этим прямого контакта между потоками не происходит, но только теплообменный контакт.
Как показано в варианте осуществления фигуре, охлажденный загрязненный углеводородсодержащий поток 40 поступает в сепаратор 17 метанола для отделения метанола (в виде потока 50), который был до этого введен (например, в поток 20) для предотвращения гидратообразования. После сепаратора 17 метанола (обедненный метанолом) охлажденный загрязненный углеводородсодержащий газовый поток дополнительно охлаждается как поток 60 в детандере 4 с получением в результате частично сжиженного потока 70. Этот частично сжиженный поток 70 разделяется в сепараторе 5 с получением в результате газообразного потока 80 и жидкого потока 90. Жидкий поток 90 расширяется в дроссельном клапане 6 с получением в результате многофазного потока 100. Многофазный поток 100 разделяется в сепараторе 7 с получением в результате газообразного потока 110 и суспензионного потока 120.
Суспензионный поток 120 разделяется в сепараторе 9 жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока 170 и концентрированного суспензионного потока 140. Сепаратор 9 жидкой и твердой фаз не имеет особых ограничений и может, например, быть выбран из циклона, отстойника, фильтра или их сочетания.
Жидкий углеводородный поток 170 является потоком продукта и обычно представляет собой поток СПГ. Жидкий поток 170, полученный в соответствии с настоящим изобретением, может иметь состав, который отличается от известных составов по СО2 и С5+.
Концентрированный суспензионный поток 140 при необходимости может обрабатываться далее; обычно это богатый CO2 поток. Предпочтительно концентрированный суспензионный поток 140 нагревают в нагревателе 12 суспензии и разделяют на жидкую фазу 160 и газовую фазу 160; газовая фаза 160 может быть объединена с потоком топливного газа.
Как показано на фигуре, суспензионный поток 120 может нагнетаться до более высокого давления перед разделением (как поток 130) в сепараторе 9 жидкой и твердой фаз.
Газообразный поток 80 проходит через первый теплообменник 3 с получением в результате нагретого газообразного потока 270; при необходимости некоторые инертные газы (такие как N2) могут быть удалены из нагретого газообразного потока 270 в виде (второстепенного) потока 280. Поскольку поток 80 используется для охлаждения потока 30, - это стадия «самоохлаждения».
Нагретый газообразный поток 270 сжимается в компрессоре 13 с получением в результате потока 220 сжатого газа. Часть 230 потока 220 сжатого газа объединяют с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком 20.
Как можно видеть в варианте осуществления фигуре, часть 240 потока 220 сжатого газа проходит через второй теплообменник 15 (и охлаждается в нем) с получением в результате охлажденного потока 250 сжатого газа. Охлажденный поток 250 сжатого газа расширяется в детандере 16 с получением в результате потока 260 расширенного газа. Впоследствии, поток 260 расширенного газа объединяют с газообразным потоком 80 с образованием потока 265.
Кроме того, в варианте осуществления фигуре газообразный поток 110 проходит в виде потока 190 через второй теплообменник 15 с получением в результате второго нагретого газообразного потока 200. Второй нагретый газообразный поток 200 сжимается в компрессоре 14 с получением в результате второго потока 210 сжатого газа; данный второй поток 210 сжатого газа объединяют с нагретым газообразным потоком 270 (с образованием потока 215).
Кроме того, предпочтительно, чтобы жидкий углеводородный поток 170 хранился в накопительном резервуаре 11, и чтобы поток 180 отпарного газа из указанного накопительного резервуара 11 объединялся с газообразным потоком 110 с образованием потока 190.
В табл. 1 ниже приводится фактический неограничивающий пример, дающий информацию об условиях и составе различных потоков при использовании схемы на фигуре для переработки потока при- 4 031162 родного газа, загрязненного CO2. Состав потока 90 СПГ приведен в табл. 2. Поток 120 состоит из 84% потока 110 (и 16% потока 100).
Таблица 1. Состав и свойства различных потоков
Поток Давление [бар абс. /МПа] Температура [°C] Состояние Содержание СН4 [мол.%] Содержание СО2 [мол.%] Содержание с2+ [мол.%] Содержание n2 [мол.%]
10 45/4,5 30 Газ 82 2 14 2
20 95/9,5 30 Газ 82 2 14 2
30 95/9,5 30 Газ 80 1 5 14
40 95 / 9,5 -74 Газ/жидкость 80 1 5 14
50 95 / 9,5 -74 Жидкость не обн. не обн. не обн. не обн.
60 95 / 9,5 -74 Газ 80 1 5 14
70 20 / 2,0 -111 Газ/жидкость 80 1 5 14
80 20 / 2,0 -111 Газ 74 0,2 0,8 25
90 20 / 2,0 -111 Жидкость 84 1,4 9,6 5
100 2/0,2 -152 Жидкость/твердое вещество/газ 84 1,4 9,6 5
110 2/0,2 -152 Газ 87 - - 13
120 2/0,2 -152 Жидкость/твердое вещество 47 42 0,7 0,3
130 6/0,6 -152 Жидкость/твердое вещество 47 42 0,7 0,3
140 5/0,5 -152 Жидкость/твердое вещество 47 42 0,7 0,3
150 5/0,5 10 Газ 47 42 0,7 0,3
160 5/0,5 10 Жидкость 1 3,5 95,5 -
170 2,5/0,25 -148 Жидкость 84 0,1 15,3 0,6
180 2,5/0,25 -148 Газ 88 - - 12
190 2/0,2 -148 Газ 87 1 1 13
200 2/0,2 26 Газ 87 1 1 13
210 20 / 2,0 30 Газ 87 1 1 13
215 20 / 2,0 30 Газ 78 0,2 0,8 21
220 95 / 9,5 30 Газ 78 0,2 0,8 21
230 95 / 9,5 30 Газ 78 0,2 0,8 21
240 95 / 9,5 30 Газ 78 0,2 0,8 21
250 95 / 9,5 9 Газ 78 0,2 0,8 21
260 20 / 2,0 -81 Газ 78 0,2 0,8 21
265 20 / 2,0 -92 Газ 77 0,2 0,8 22
270 20 / 2,0 28 Газ 77 0,2 0,8 22
280 20 / 2,0 28 Газ 77 0,2 0,8 22
Таблица 2. Состав потока 170
Компонент [мол.%]
Азот 0,56
СО2 0,08
Метан 83,85
Этан 7,77
Пропан 4,43
и-бутан 1,П
н-бутан 1,П
С?- (сумма 4 нижеследующих) 1,09
и-пентан 0,43
н-пентан 0,43
н-гексан 0,22
Бензол 0,01
Как можно видеть из табл. 2, состав потока 170 СПГ отличается от обычного продукта СПГ (см., например,Small-scale LNG facility development, B.C. Price, Hydrocarbon Processing, January 2003), в том, что он содержит больше CO2 (0,08 мол.% против 0,0125 мол.% в приведенной выше ссылке) и больше бензола (0,01 мол.% против 0,001 мол.% в приведенной выше ссылке). Кроме того, состав потока 170 СПГ имеет необыкновенно высокое содержание C5+ (1,09 мол.%, в то время как обычно оно ниже).
Специалисту в данной области техники несложно будет понять, что многие модификации могут быть осуществлены без отклонения от объема изобретения.

Claims (7)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, включающий в себя, по меньшей мере, стадии:
    (a) подачи загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20);
    (b) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока (20) в первом теплообменнике (3) с получением в результате охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40);
    (c) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока (40) в детандере (4) с получением в результате частично сжиженного потока (70);
    (d) разделения частично сжиженного потока (70) в сепараторе (5) с получением в результате газообразного потока (80) и жидкого потока (90);
    (e) расширения жидкого потока (90), полученного на стадии (d), с получением в результате многофазного потока (100), содержащего, по меньшей мере, паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу;
    (f) разделения многофазного потока (100) в сепараторе (7) с получением в результате газообразного потока (110) и суспензионного потока (120) и повышение давления полученного суспензионного потока (120) с образованием находящегося под давлением суспензионного потока (130);
    - 5 031162 (g) разделения находящегося под давлением суспензионного потока (130) в сепараторе (9) жидкой и твердой фаз с получением в результате жидкого углеводородного потока (170) и концентрированного суспензионного потока (140);
    (h) пропускания газообразного потока (80), полученного на стадии (d), через первый теплообменник (3) с получением в результате нагретого газообразного потока (270); и (i) сжатия нагретого газообразного потока (270) с получением в результате потока (220) сжатого газа и (j) объединения потока (220) сжатого газа, полученного на стадии (i), с загрязненным углеводородсодержащим газовым потоком (20), полученным на стадии (а).
  2. 2. Способ по п.1, в котором загрязненный углеводородсодержащий газовый поток (20) содержит по меньшей мере 50 об.% метана, предпочтительно по меньшей мере 80 об.%.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором охлажденный загрязненный углеводородсодержащий поток (40), полученный на стадии (b), имеет температуру не более -40°C, предпочтительно не более -50°C, более предпочтительно не более -60°C.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором многофазный поток (100), полученный на стадии (е), имеет температуру не более -100°C, предпочтительно не более -120°C, более предпочтительно не более 140°C, наиболее предпочтительно не более -150°C.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий в себя охлаждение части (240) потока (220) сжатого газа, полученного на стадии (i), с помощью второго теплообменника (15) с получением в результате охлажденного потока (250) сжатого газа; расширение охлажденного потока (250) сжатого газа с получением в результате потока (260) расширенного газа и объединение потока (260) расширенного газа с газообразным потоком (80), полученным на стадии (d).
  6. 6. Способ по п.5, дополнительно включающий в себя пропускание газообразного потока (110), полученного на стадии (f), через второй теплообменник (15) с получением в результате второго нагретого газообразного потока (200); сжатие второго нагретого газообразного потока (200) с получением в результате второго потока (210) сжатого газа и объединение второго потока (210) сжатого газа с нагретым газообразным потоком (270), полученным на стадии (h).
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором жидкий углеводородный поток (170), полученный на стадии (g), хранится в накопительном резервуаре (11), при этом поток (180) отпарного газа из указанного накопительного резервуара (11) объединяется с газообразным потоком (110), полученным на стадии (f).
EA201591949A 2013-04-11 2014-04-08 Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока EA031162B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13163349.7A EP2789957A1 (en) 2013-04-11 2013-04-11 Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
PCT/EP2014/057007 WO2014166925A2 (en) 2013-04-11 2014-04-08 Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201591949A1 EA201591949A1 (ru) 2016-03-31
EA031162B1 true EA031162B1 (ru) 2018-11-30

Family

ID=48050590

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201591949A EA031162B1 (ru) 2013-04-11 2014-04-08 Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока

Country Status (11)

Country Link
US (1) US10151528B2 (ru)
EP (1) EP2789957A1 (ru)
CN (1) CN105121986B (ru)
AP (1) AP2015008759A0 (ru)
AU (1) AU2014253198B2 (ru)
BR (1) BR112015025270B1 (ru)
CA (1) CA2908643C (ru)
EA (1) EA031162B1 (ru)
MY (1) MY182886A (ru)
NO (1) NO20151527A1 (ru)
WO (1) WO2014166925A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2730778C1 (ru) * 2019-10-01 2020-08-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Способ производства сжиженного природного газа из месторождений с аномально высокими термобарическими условиями
RU2734376C1 (ru) * 2020-03-11 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Способ сжижения газа и установка для его реализации
RU2734352C1 (ru) * 2020-03-10 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Установка сжижения газа

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2789957A1 (en) 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
MY175330A (en) 2014-10-23 2020-06-19 Petroliam Nasional Berhad Petronas Cryogenic centrifugal system and method
WO2016126159A2 (en) * 2015-02-03 2016-08-11 Ilng B.V. System and method for processing a hydrocarbon-comprising fluid
WO2016150827A1 (en) * 2015-03-20 2016-09-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a purified gas stream from natural gas wells
WO2016179115A1 (en) * 2015-05-06 2016-11-10 Sustainable Energy Solutions, Llc Methods of cryogenic purification, ethane separation, and systems related thereto
US10072889B2 (en) * 2015-06-24 2018-09-11 General Electric Company Liquefaction system using a turboexpander
RU2731426C2 (ru) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления со2 из загрязненного углеводородного потока сырья
CA3006860A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
AU2016363566B2 (en) * 2015-12-03 2019-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
RU2730090C2 (ru) 2016-03-21 2020-08-17 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и система сжижения сырьевого потока природного газа
CN107560316A (zh) * 2016-06-30 2018-01-09 通用电气公司 天然气液化系统和方法
EP3784967A1 (en) 2018-04-24 2021-03-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of cooling a natural gas feed stream and recovering a natural gas liquid stream from the natural gas feed stream
SG11202100466XA (en) * 2018-08-14 2021-02-25 Exxonmobil Upstream Resarch Company Emch N1 4A 607 Boil-off gas recycle subsystem in natural gas liquefaction plants

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20020174678A1 (en) * 2001-05-04 2002-11-28 Wilding Bruce M. Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20060213222A1 (en) * 2005-03-28 2006-09-28 Robert Whitesell Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas
US20110094263A1 (en) * 2009-10-22 2011-04-28 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3376709A (en) 1965-07-14 1968-04-09 Frank H. Dickey Separation of acid gases from natural gas by solidification
GB0006265D0 (en) 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
WO2003062725A1 (en) 2002-01-18 2003-07-31 Curtin University Of Technology Process and device for production of lng by removal of freezable solids
US6564578B1 (en) * 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
CN101421574B (zh) * 2006-04-12 2011-07-13 国际壳牌研究有限公司 用于液化天然气物流的方法和装置
JP2009543894A (ja) 2006-07-14 2009-12-10 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素流を液化するための方法及び装置
CN201028930Y (zh) * 2007-04-28 2008-02-27 重庆大山燃气设备有限公司 一种天然气液化的装置
BRPI0917687A2 (pt) 2008-08-29 2015-12-01 Shell Int Research processo para remover contaminantes gasosos de uma corrente de gás de alimentação, e, dispositivo de separação criogênica.
US20120006055A1 (en) 2009-01-08 2012-01-12 Helmar Van Santen Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
CN103596660B (zh) 2010-11-19 2016-08-24 可持续能源解决方案公司 通过直接接触热交换将可冷凝蒸气与气体分离的系统和方法
CN104736932B (zh) 2011-05-26 2017-08-25 可持续能源解决方案公司 通过同流换热低温法将可冷凝蒸气与轻质气体或液体分离的系统和方法
US10655911B2 (en) * 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
AU2013330240B2 (en) 2012-10-08 2016-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide from natural gas liquids
EP2789957A1 (en) 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
US20150033793A1 (en) 2013-07-31 2015-02-05 Uop Llc Process for liquefaction of natural gas
MY176633A (en) 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20020174678A1 (en) * 2001-05-04 2002-11-28 Wilding Bruce M. Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20060213222A1 (en) * 2005-03-28 2006-09-28 Robert Whitesell Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas
US20110094263A1 (en) * 2009-10-22 2011-04-28 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2730778C1 (ru) * 2019-10-01 2020-08-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Способ производства сжиженного природного газа из месторождений с аномально высокими термобарическими условиями
RU2734352C1 (ru) * 2020-03-10 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Установка сжижения газа
WO2021182995A1 (ru) * 2020-03-10 2021-09-16 Общество с ограниченной ответственностью "Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Установка сжижения газа
RU2734376C1 (ru) * 2020-03-11 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Способ сжижения газа и установка для его реализации

Also Published As

Publication number Publication date
AU2014253198B2 (en) 2016-08-11
EP2789957A1 (en) 2014-10-15
MY182886A (en) 2021-02-05
AP2015008759A0 (en) 2015-09-30
NO20151527A1 (en) 2015-11-10
US20160069609A1 (en) 2016-03-10
WO2014166925A3 (en) 2015-01-29
BR112015025270B1 (pt) 2022-05-10
WO2014166925A2 (en) 2014-10-16
EA201591949A1 (ru) 2016-03-31
BR112015025270A2 (pt) 2017-07-18
CA2908643C (en) 2021-05-18
CA2908643A1 (en) 2014-10-16
CN105121986A (zh) 2015-12-02
AU2014253198A1 (en) 2015-11-19
CN105121986B (zh) 2017-11-28
US10151528B2 (en) 2018-12-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA031162B1 (ru) Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока
AU763813B2 (en) Volatile component removal process from natural gas
AU2011200919B2 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
US20100162753A1 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
JP2008523238A (ja) Ｌｎｇ再ガス化とｂｔｕ制御のための構成および方法
AU2012350743B2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
AU2007267116B2 (en) Method for treating a hydrocarbon stream
AU2017324000A1 (en) Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
US20100000234A1 (en) Method and apparatus for the vaporization of a liquid hydrocarbon stream
US8080701B2 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
JP5210302B2 (ja) 炭化水素流の処理方法及び処理装置
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
WO2010040735A2 (en) Methods of treating a hydrocarbon stream and apparatus therefor
WO2014166923A2 (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
AU2016363566B2 (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
OA17561A (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream.

Legal Events

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

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM