Claims (23)
1. Способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) с применением процесса со смешанным хладагентом с целью получения сжиженного природного газа, включающий a) охлаждение потока природного газа в теплообменнике с применением смешанного хладагента до первой температуры ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа, b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости, c) подачу упомянутого первого потока жидкости в колонну отделения метана при температуре ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа, d) подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в аппарат для отделения метана, e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера, f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа, и g) подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения сжиженного природного газа.1. A method of liquefying a natural gas stream having a pressure in excess of about 500 psi. inch (3.45 MPa) using a mixed refrigerant process to produce liquefied natural gas, comprising a) cooling the natural gas stream in a heat exchanger using mixed refrigerant to a first temperature lower than about -40 ° F (-40 ° C) for producing a chilled natural gas stream, b) supplying said chilled natural gas stream to a liquid separation zone to obtain a first gas stream and a first liquid stream, c) supplying said first liquid stream to a methane separation column at a rate A temperature lower than approximately -40 ° F (-40 ° C) and at a pressure lower than approximately 650 psi inch (4.48 MPa) to produce a second gas stream containing methane and a second liquid stream containing liquid components of natural gas; d) supplying a first gas stream to a turboexpander to reduce the pressure of the first gas stream to below about 650 psi. inch (4.48 MPa) and obtaining a reduced pressure gas stream and supplying said reduced pressure gas stream to a methane separation apparatus, e) driving a compressor from said turboexpander, f) supplying said second gas stream to said compressor and compressing said second stream gas to a pressure of at least about 500 psi inch (3.45 MPa) to produce a compressed gas stream, and g) supplying said compressed gas stream to a heat exchanger for condensation under a pressure of at least about 500 psi. inch (3.45 MPa) to produce liquefied natural gas.
2. Способ по п.1, где упомянутая первая температура составляет от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С).2. The method according to claim 1, where the aforementioned first temperature is from about -40 ° F to about -120 ° F (from -40 ° C to -84 ° C).
3. Способ по п.1, где упомянутый первый поток жидкости подают в колонну для отделения метана при температуре от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С).3. The method of claim 1, wherein said first liquid stream is fed to a methane separation column at a temperature of from about −40 ° F to about −120 ° F (from −40 ° C. to −84 ° C.).
4. Способ по п.1, где колонна для отделения метана имеет температуру верха колонны приблизительно -100°F до приблизительно -150°F (от -73°С до -101°С) и работает при давлении менее чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа).4. The method of claim 1, wherein the methane separation column has a column top temperature of about -100 ° F to about -150 ° F (-73 ° C to -101 ° C) and operates at a pressure of less than about 650 psi sq. inch (4.48 MPa).
5. Способ по п.1, где упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.5. The method according to claim 1, where the aforementioned second liquid stream is fed into a distillation column to obtain a third gas stream and a stream containing liquid components of natural gas.
6. Способ по п.5, где упомянутый третий поток газа охлаждают, сжижают и подают насосом на смешение с упомянутым потоком сжатого газа.6. The method of claim 5, wherein said third gas stream is cooled, liquefied, and pumped to mix with said compressed gas stream.
7. Способ по п.1, где упомянутый компрессор имеет привод также от двигателя.7. The method according to claim 1, where said compressor is also driven by an engine.
8. Способ по п.1, где упомянутый поток газа пониженного давления направляют во вторую зону разделения для получения третьего потока газа и третьего потока жидкости и упомянутый третий поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый третий поток жидкости подают в упомянутую колонну отделения метана.8. The method of claim 1, wherein said reduced pressure gas stream is sent to a second separation zone to produce a third gas stream and a third liquid stream, and said third gas stream is supplied to said compressor, and said third liquid stream is supplied to said methane separation column.
9. Способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) с применением процесса сжижения природного газа с целью получения сжиженного природного газа, включающий a) охлаждение потока природного газа в теплообменнике в процессе сжижения природного газа до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа, b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости, c) подачу упомянутого первого потока жидкости в колонну отделения метана при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа, d) подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в колонну отделения метана, e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера, f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа, и g) подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее чем приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения сжиженного природного газа.9. A method of liquefying a natural gas stream having a pressure in excess of about 500 psi. inch (3.45 MPa) using a natural gas liquefaction process to produce liquefied natural gas, comprising a) cooling the natural gas stream in the heat exchanger during natural gas liquefaction to a first temperature lower than about -40 ° F (-40 ° C) ) to produce a chilled natural gas stream, b) supplying said chilled natural gas stream to a liquid separation zone to obtain a first gas stream and a first liquid stream, c) supplying said first liquid stream to a methane separation column at a rate A temperature lower than approximately -40 ° F (-40 ° C) and at a pressure lower than approximately 650 psi inch (4.48 MPa) to produce a second gas stream containing methane and a second liquid stream containing liquid natural gas components; d) supplying a first gas stream to a turboexpander to reduce the pressure of the first gas stream to a value lower than about 650 psi sq. inch (4.48 MPa) and obtaining a reduced pressure gas stream and supplying said reduced pressure gas stream to a methane separation column, e) driving a compressor from said turboexpander, f) supplying said second gas stream to said compressor and compressing said second gas stream up to a pressure of at least about 500 psi an inch (3.45 MPa) to produce a compressed gas stream, and g) supplying said compressed gas stream to a heat exchanger for condensing under a pressure of at least about 500 psi. inch (3.45 MPa) to produce liquefied natural gas.
10. Способ по п.9, где упомянутая первая температура составляет от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С).10. The method according to claim 9, where the aforementioned first temperature is from about -40 ° F to about -120 ° F (from -40 ° C to -84 ° C).
11. Способ по п.9, где упомянутый первый поток жидкости подают в метаноотделитель при температуре от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С).11. The method according to claim 9, where the aforementioned first fluid stream is fed into the methane separator at a temperature of from about -40 ° F to about -120 ° F (from -40 ° C to -84 ° C).
12. Способ по п.9, где упомянутый метаноотделитель имеет температуру от приблизительно -100°F до приблизительно -120°F (от -73°С до -84°С) и работает при давлении менее чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа).12. The method according to claim 9, where the aforementioned methane separator has a temperature of from about -100 ° F to about -120 ° F (from -73 ° C to -84 ° C) and operates at a pressure of less than approximately 650 psi. inch (4.48 MPa).
13. Способ по п.9, где упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.13. The method according to claim 9, where the said second liquid stream is fed into a distillation column to obtain a third gas stream and a stream containing liquid components of natural gas.
14. Способ по п.13, где упомянутый третий поток газа охлаждают, сжижают и подают насосом на смешение с упомянутым потоком сжатого газа.14. The method of claim 13, wherein said third gas stream is cooled, liquefied, and pumped to mix with said compressed gas stream.
15. Способ по п.9, где упомянутый компрессор имеет привод также от двигателя.15. The method according to claim 9, where said compressor is also driven by an engine.
16. Способ по п.9, где упомянутый поток газа пониженного давления направляют во вторую зону разделения для получения третьего потока газа и третьего потока жидкости и упомянутый третий поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый третий поток жидкости подают в упомянутую колонну отделения метана.16. The method of claim 9, wherein said reduced pressure gas stream is sent to a second separation zone to produce a third gas stream and a third liquid stream, and said third gas stream is supplied to said compressor, and said third liquid stream is supplied to said methane separation column.
17. Система для сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), включающая а) холодильную установку, пригодную для охлаждения природного газа до температуры, достаточной для конденсации, по меньшей мере преобладающей части природного газа, причем упомянутая холодильная установка имеет промежуточный выход для газа, промежуточный вход для газа и выход для сжиженного природного газа, b) сепаратор, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным выходом газа и имеющий выход для газа и выход для жидкости, c) колонну отделения метана, гидравлически соединенную с упомянутым выходом для жидкости и имеющую верхний выход для газа, нижний выход для жидкости и вход для газа, d) турбодетандер, гидравлически соединенный с упомянутым выходом газа из сепаратора и входом для газа колонны отделения метана, и e) компрессор, имеющий привод от упомянутого турбодетандера и гидравлически соединенный с верхним выходом колонны отделения метана и имеющий выход для сжатого газа, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным входом для газа.17. A system for liquefying a natural gas stream having a pressure in excess of about 500 psi. inch (3.45 MPa), comprising a) a refrigeration unit suitable for cooling natural gas to a temperature sufficient to condense at least the predominant portion of natural gas, said refrigeration unit having an intermediate gas outlet, an intermediate gas inlet and outlet for liquefied natural gas, b) a separator hydraulically connected to said intermediate gas outlet and having a gas outlet and a liquid outlet, c) a methane separation column hydraulically connected to said liquid outlet and having an upper gas outlet, a lower liquid outlet and a gas inlet, d) a turbo-expander hydraulically connected to said gas outlet from the separator and a gas inlet of a methane separation column, and e) a compressor driven by said turbo-expander and hydraulically connected with an upper outlet of a methane separation column and having a compressed gas outlet hydraulically connected to said intermediate gas inlet.
18. Система по п.17, дополнительно включающая ректификационную колонну, гидравлически соединенную с упомянутым нижним выходом для жидкости и имеющую выход для отделенного газа и выход для жидких компонентов природного газа.18. The system of claim 17, further comprising a distillation column hydraulically connected to said lower liquid outlet and having an outlet for separated gas and an outlet for liquid components of natural gas.
19. Система по п.18, где упомянутый выход для отделенного газа гидравлически соединен с упомянутым промежуточным входом для газа через теплообменник, насос и трубопровод.19. The system of claim 18, wherein said separated gas outlet is hydraulically connected to said intermediate gas inlet through a heat exchanger, pump, and pipe.
20. Система по п.17, где упомянутая холодильная установка включает несколько зон теплообмена.20. The system of claim 17, wherein said refrigeration unit includes several heat transfer zones.
21. Способ эффективного отделения жидких компонентов от потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), для получения потока газа под высоким давлением и потока жидких компонентов природного газа, включающий a) охлаждение потока природного газа до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа, b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости, c) подачу упомянутого первого потока жидкости в аппарат для отделения метана при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа, d) подачу упомянутого первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в колонну отделения метана, e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера, и f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа для получения потока сжатого газа высокого давления.21. A method for effectively separating liquid components from a natural gas stream having a pressure in excess of about 500 psi. inch (3.45 MPa) to produce a high pressure gas stream and a liquid component stream of natural gas, comprising a) cooling the natural gas stream to a first temperature lower than about -40 ° F (-40 ° C) to produce a chilled stream natural gas, b) supplying said chilled natural gas stream to a liquid separation zone to obtain a first gas stream and a first liquid stream, c) supplying said first liquid stream to a methane separation apparatus at a temperature lower than about -40 ° F (-40 ° C) and under pressure lazy lower than about 650 psi inch (4.48 MPa) to produce a second gas stream containing methane and a second liquid stream containing liquid components of natural gas; d) supplying said first gas stream to a turboexpander to reduce the pressure of the first gas stream to a value lower than about 650 psi sq. inch (4.48 MPa) and receiving a reduced pressure gas stream and supplying said reduced pressure gas stream to a methane separation column, e) driving a compressor from said turboexpander, and f) supplying said second gas stream to said compressor and compressing said second stream gas to produce a high pressure compressed gas stream.
22. Способ по п.21, где упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.22. The method according to item 21, where the said second liquid stream is fed into a distillation column to obtain a third gas stream and a stream containing liquid components of natural gas.
23. Способ по п.21, где упомянутый поток газа пониженного давления направляют во вторую зону разделения для получения третьего потока газа и третьего потока жидкости и упомянутый третий поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый третий поток жидкости подают в упомянутую колонну отделения метана.23. The method of claim 21, wherein said reduced pressure gas stream is sent to a second separation zone to produce a third gas stream and a third liquid stream, and said third gas stream is supplied to said compressor, and said third liquid stream is supplied to said methane separation column.