RU2144649C1 - Способ и устройство для сжижения природного газа - Google Patents
Способ и устройство для сжижения природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144649C1 RU2144649C1 RU95107192A RU95107192A RU2144649C1 RU 2144649 C1 RU2144649 C1 RU 2144649C1 RU 95107192 A RU95107192 A RU 95107192A RU 95107192 A RU95107192 A RU 95107192A RU 2144649 C1 RU2144649 C1 RU 2144649C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cooling
- refrigerant
- natural gas
- expander
- stream
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 106
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 25
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 13
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0207—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level SCR refrigeration cascade
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—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
- F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/912—External refrigeration system
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)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Способ и устройство для сжижения природного газа, имеющего избыточное давление выше чем около 56,2 кгс/см2(атм), в которых природный газ вводят в детандер, который действует для снижения давления природного газа и извлечения работы от расширения природного газа в процессе снижения давления таким образом, что полученный вытекающий из детандера поток может быть охлажден до последовательно более низких температур путем пропускания газа через множество охлаждающих этапов за счет косвенного теплообмена с, по крайней мере, одним хладагентом до тех пор, пока газ полностью сконденсируется в последнем охлаждающем этапе. Технический результат заключается в создании более экономичного и эффективного оборудования для производства сжиженного природного газа. 2 с. и 8 з.п.ф-лы, 1 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к рефрижераторному (холодильному) процессу сжижения газа. В частности, настоящее изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа, которое более эффективно энергетически, чем прежние способы и устройства, и, следовательно, более экономично.
Существует множество причин для сжижения газов, в частности природного газа. Основной причиной сжижения природного газа является то, что сжижение уменьшает объем газа до коэффициента порядка около 1/600, что дает возможность хранить и транспортировать сжиженный газ в контейнерах более экономичной и практичной конструкции. Например, когда газ транспортируется по трубопроводу от источника газа на отдаленные рынки, желательно, чтобы этот трубопровод эксплуатировался при, по существу, постоянном высоком коэффициенте или факторе нагрузки. Часто пропускная способность может превышать потребность, тогда как временами потребности могут превышать пропускную способность трубопровода. Для того чтобы избежать пиков, когда потребности будут превышать удачу, желательно накапливать газ в моменты, когда подача или снабжение превышает спрос или потребности, посредством чего пики в потребности или спросе могут покрываться материалом из хранилища. Для этой цели желательно предусмотреть хранилище для хранения газа в сжиженном состоянии и испарять жидкий газ, когда этого требует спрос. Сжижение газа имеет даже большее значение для обеспечения возможности транспортирования газа от богатого источника газа на отдаленный рынок, особенно в тех случаях, когда источник снабжения газом не может быть непосредственно связан с рынком трубопроводом. В частности, это имеет большое значение в тех случаях, когда транспортирование должно осуществляться океанскими судами. Морские перевозки газа в газообразном состоянии являются неэкономичными, поскольку газообразный материал находится в сильно сжатом состоянии, и даже тогда система транспортирования не будет экономичной, поскольку практически невозможно обеспечить ее контейнерами соответствующей прочности и емкости. Для того чтобы хранить и транспортировать природный газ, приведение природного газа в жидкое состояние требует охлаждения до температуры около от -240oF (-151,1oC) до -260oF (-162,22oC) при атмосферном давлении.
Из предшествующего уровня техники известно множество систем для сжижения природного газа, в которых газ сжижается путем пропускания его последовательно через множество этапов охлаждения для охлаждения газа до последовательно понижающихся температур, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение обычно сопровождается косвенным теплообменом с одним или более хладагентами, как, например, пропаном, пропиленом, этаном, этиленом и метаном, которые расширяются в замкнутом цикле охлаждения (или замораживания). Дополнительно природный газ расширяется при атмосферном давлении за счет пропускания сжижаемого газа через одну или более стадию расширения. В процессе расширения газ дополнительно охлаждается до температуры, пригодной для хранения или транспортировки, и его давление снижается до атмосферного давления. В процессе этого расширения до атмосферного давления мгновенно испаряются значительные объемы природного газа. Пары мгновенного парообразования на этапах охлаждения обычно собираются и рециклируются для сжижения или, кроме того, сжигаются для генерирования мощности или энергии, для облегчения производства сжиженного природного газа при повышенном давлении. Обычно, когда это давление составляет приблизительно более 650 фунтов на кв. дюйм (45,7 кгс/см2) (избыточного давления) (1 фунт на кв. дюйм - 0,0703 кг/см2), давление подаваемого газа должно быть снижено перед тем, как подаваемый поток газа может быть подвергнут этапам или стадиям охлаждения в процессе сжижения. Ранее такой сброс давления осуществлялся посредством расширения Джоуля-Томсона или расширения с постоянной энтальпией, и в результате давления и температура подаваемого потока газа снижались. Такое расширение является неэкономичным и непроизводительным, поскольку газ расширяется, не производя никакой полезной работы.
Целью изобретения поэтому является преодоление недостатков расширения Джоуля-Томсона и, следовательно, создание более экономичного и эффективного оборудования для производства сжиженного природного газа. Еще одной целью настоящего изобретения является создание усовершенствованных способа и устройства для сжижения природного газа, которые выгодно используют повышенное давление питающего газового потока, поступающего в оборудование для производства сжиженного природного газа таким образом, чтобы извлечь работу от расширения газа перед охлаждением.
В соответствии с настоящим изобретением создано устройство для производства сжиженного природного газа, которое включает детандер, который извлекает полезную работу от расширения газового потока. Детандер действует перед охлаждением находящегося под давлением питающего потока природного газа для снижения давления питающего потока и для извлечения работы от расширения питающего потока в процессе снижения давления.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения создан способ для производства сжиженного природного газа, включающий: подачу находящегося под давлением питающего потока природного газа при давлении выше 800 фунтов на кв. дюйм (56,2 кгс/см2) (избыточное давление) и примерно при температуре окружающей среды в детандер перед охлаждением (рефрижерацией) питающего потока, пропускание питающего потока через детандер для снижения давления потока до давления ниже 650 фунтов на кв.дюйм (45,7 кг/см2) (избыточного давления) и охлаждения потока до температуры ниже температуры окружающей среды, извлечение работы от питающего потока в процессе снижения давления посредством детандера и подачу вытекающего из детандера потока в цикл охлаждения (рефрижерации) процесса для получения потока сжиженного природного газа.
На фиг. 1 изображена схема технологического процесса сжижения согласно настоящему изобретению. Более подробное описание настоящего изобретения дается со ссылкой на сжижение бедного природного газа и при этом конкретная ссылка делается на сжижение бедного природного газа, имеющего исходное давление выше 800 фунтов на кв. дюйм (56,2 кгс/см2) (избыточное давление) при температуре окружающей среды. Предпочтительно, чтобы бедный природный газ имел исходное давление выше, чем около 800 фунтов на кв. дюйм (56,2 кгс/см2) (избыточное давление при температуре окружающей среды). Предпочтительно бедный природный газ должен иметь исходное давление выше чем 1000 фунтов на кв. дюйм (70,3 кгс/см2) (избыточное давление при температуре окружающей среды) и наиболее предпочтительно давление выше чем 1200 фунтов на кв. дюйм (84,4 кгс/см2) (избыточное давление) при температуре окружающей среды. Понятно, что когда делается ссылка на бедный природный газ, этот термин относится к газу, который является преимущественно метаном, например, 85% по объему метан, остальное - этан, высшие углеводороды и азот.
Согласно чертежу, находящийся под давлением питающий поток бедного природного газа при температуре окружающей среды вводят в систему через трубопровод 10. В частности, подаваемый газ находится под давлением выше чем 800 фунтов на кв. дюйм (56,2 кгс/см2), как установлено ранее. Подлежащий загрузке газ предварительно обрабатывают для удаления нефтяных газов, как, например, двуокись углерода, сероводород и подобные им, путем сушки, аминоэкстракции и т.п. в устройстве предварительной обработки 12. Питающий поток также обрабатывается в осушителе 14 для удаления воды из потока природного газа. Воду необходимо удалить для предотвращения замораживания и запирания трубопроводов и теплообменников при температурах, которые имеют место в процессе. Осушитель 14 включает в себя известный осушитель газа, как, например, молекулярное сито. Выходящий из осушителя 14 предварительно обработанный газовый поток, который, по существу, находится при тех же самых давлении и температуре, что и поступающий газовый питающий поток, затем проходит через трубопровод 16 и детандер 18. Детандер может быть промышленного типа турбодетандером, как и используемые ранее в промышленности для разрежения потока от турбин, обработки газов, или может быть соединен с водяной системой. В данном изобретении детандер 18 используется в целях извлечения работы от питающего потока природного газа в процессе снижения давления, а также для получения вытекающего потока, который еще преимущественно газообразный, но уже под значительно пониженным давлением. Полученный вытекающий поток должен иметь до 18% сжиженного компонента природного газа. Кроме того, вытекающий поток должен быть под давлением ниже чем около 650 фунтов на кв. дюйм (45,7 кгс/см2) (избыточное давление) и при пониженной температуре, обычно ниже 0oF (-18oC).
Предпочтительно, чтобы вытекающий поток, выходящий из детандера 18, находился под избыточным давлением от около 600 фунтов на кв. дюйм (42,2 кгс/см2) до 650 фунтов на кв. дюйм (45,7 кгс/см2). Вытекающий поток, отводимый из детандера 18, проходит по трубопроводу 20 в устройство для проведения цикла охлаждения и получения жидкого природного газа. Предпочтительнее, чтобы охлаждающий цикл осуществлялся как каскадный или ступенчатый цикл, как это показано на фиг. 1.
Для упрощения на фиг. 1 показан ступенчатый охлаждающий цикл 22, который имеет только одно давление испарения и один этап сжатия для каждого хладагента. В действительности охлаждение используют для множества дискретных температур. Хотя может быть применено любое количество охлаждающих этапов в зависимости от состава, температуры и давления подаваемого газа, обычно каскадный или ступенчатый цикл охлаждения будет включать пропановый охлаждающий цикл 24, этиленовый охлаждающий цикл 26 и метановый охлаждающий цикл 28.
Как показано на фиг. 1, поток в трубопроводе 20 охлаждается в пропановом охлаждающем цикле 24 посредством косвенного теплообмена с пропаном в теплообменнике 30. Из теплообменника 30 поток течет по трубопроводу 32 в теплообменник 34, в котором вытекающий поток подвергается косвенному теплообмену с этиленом в этиленовом охлаждающем цикле 26. Вытекающий из детандера 34 поток течет по трубопроводу 36 в теплообменник 38, в котором вытекающий поток подвергается косвенному теплообмену с метаном из метанового охлаждающего цикла 28. Вытекающий из теплообменника 38 поток передается по трубопроводу 40 в блок 42 мгновенного парообразования при низком давлении, в котором давление вытекающего потока снижается и пар или мгновенно испарившийся газ отделяется от жидкого природного газа. Пар или мгновенно испарившийся газ отделяется и пропускается в трубопровод 44, тогда как отделенный жидкий природный газ пропускается в трубопровод 46, из которого он нагнетается насосом в накопительную емкость для хранения жидкого природного газа (не показана) посредством соответствующего передающего насоса 48. Полученный жидкий природный газ находится при температуре ниже точки кипения жидкого природного газа, около -258oF (-161oC), и примерно при атмосферном давлении.
По крайней мере, часть или доля охлаждения вытекающего потока в теплообменнике 30 вызвана поглощением тепла во время, по крайней мере, частичного испарения пропана в теплообменнике 30. Из теплообменника 30 пропан транспортируется по трубопроводу 50 в компрессор 52, в котором пропан подвергают рекомпрессии для возвращения пара в жидкую форму. Пропан, выведенный из компрессора 52, транспортируется в теплообменник 56 по трубопроводу 54, в котором сжатый пропан охлаждается путем косвенного теплообмена с жидким теплоносителем, как, например, морской водой. Кроме того, пропан может быть охлажден с помощью других теплообменных средств, как, например, оребренного воздухоохладителя. По крайней мере, часть пропана из теплообменника 56 возвращается в теплообменник 30 по трубопроводу 58. Вторая часть пропана из теплообменника 56 поступает в теплообменник 70 по трубопроводу 60, в котором пропан охлаждает этилен путем косвенного теплообмена, при котором пропан подвергается расширению. Затем пропан возвращается в компрессор по трубопроводу 62.
Аналогичным образом этилен, выходящий из теплообменника 34 через трубопровод 64, сжижается в компрессоре 66. Из компрессора 66 сжатый этилен транспортируется по трубопроводу 68 в теплообменник 70, в котором он охлаждается за счет косвенного теплообмена с пропаном. Охлажденный сжатый этилен затем разделяется на два потока. Первый поток транспортируется по трубопроводу 72 в теплообменник 34. Второй поток транспортируется по трубопроводу 74 в теплообменник 84, в котором он охлаждает метан за счет косвенного теплообменника. Этилен из теплообменника 84 транспортируется по трубопроводу 76 обратно в компрессор 66.
Наконец метановый охлаждающий цикл 28 осуществляется таким образом, что и пропановый охлаждающий цикл 24 и этиленовый охлаждающий цикл 26. Метан из теплообменника 38 транспортируется по трубопроводу 78 в компрессор 80 после осуществления теплообмена с вытекающим потоком природного газа в теплообменнике 38. В компрессоре 80 метан подвергается повторному сжатию и затем передается в теплообменник 84 по трубопроводу 82. В теплообменнике 84 метан охлаждается за счет косвенного теплообмена этиленом. Сжатый охлажденный метан из теплообменника 84 затем транспортируется обратно в теплообменник 38 для дальнейшего теплообмена с вытекающим потоком природного газа по трубопроводу 86.
Хотя со ссылкой на фиг. 1 описан упрощенный ступенчатый или каскадный цикл, изобретение не ограничивается определенным каскадным охлаждающим циклом, но скорее оно применимо для множества видов каскадных замкнутых циклов охлаждения.
Детандер 18, который, как отмечено выше, может быть турбодетандером заводского типа, может быть соединен с соответствующими компрессорами, насосами или генераторами, дающими возможность работу, полученную от природного газа посредством детандера, преобразовать в полезную механическую и/или электрическую энергию, в результате чего получают значительную экономию энергии для всей системы.
В варианте изобретения, изображенном на фиг. 1, трубопровод 88 соединяется с трубопроводами 16 и 20 параллельным байпасным отношением потока относительно детандера 18. В трубопровод 88 введен широко известный в технологии клапан Джоуля-Томсона 90. Во время работы детандера 18 клапан Джоуля-Томсона находится в запертом положении для того, чтобы предотвратить течение жидкого природного газа по трубопроводу 88. По существу, он вынуждает весь подаваемый поток природного газа, поступающий в устройство для производства сжиженного природного газа, проходить через детандер. Использование клапана Джоуля-Томсона в байпасном трубопроводе, связанном с детандером, гарантирует, что время периодов, когда детандер находится в нерабочем состоянии, например во время ремонта или замены, охлаждающая система может и продолжать работу без какого-либо значительного простоя, хотя, временно, и с пониженной эффективностью и пониженным выходом жидкого природного газа.
Изобретение дополнительно иллюстрируется расчетным примером, приведенным ниже.
Пример.
Этот пример рассчитан для питающего потока бедного природного газа, имеющего исходное давление порядка 1295 фунтов на кв. дюйм (91,05 кгс/см2) (избыточное давление и исходную температуру 40oF (4,44oC). Данный пример проводился в каскадном охлаждающем цикле, на входе которого требовалось входное давление подачи газа в примерном диапазоне от 600 до 650 фунтов на кв. дюйм (42,2-45,7 кгс/см2) (избыточное давление). Было рассчитано, что использование турбодетандера для расширения подаваемого питающего потока природного газа до давления (избыточного) 630 фунтов на кв. дюйм (44,3 кгс/см2) приводит к получению в результате 9044 британских л.с. (9168 л.с.) (эффективная мощность). Средняя температура подаваемого газа должна падать от 40oF (4oC) до -27oF (-33oC), давая в результате 2.9% сжижения от загрузки. При таком падении температуры и давления необходимость в пропановом охлаждающем цикле должна уменьшаться, так что, если это желательно, могут использоваться только этиленовый и метановый охлаждающий циклы. Таким образом, использование турбодетандера должно привести не только к экономической выгоде вследствие получения 9044 британских л.с. (9168 л.с.), но также должно привести к экономии вследствие исключения необходимости обработки природного газа в пропановом охлаждающем цикле.
Хотя в настоящем описании показан и описан вариант изобретения, который считается предпочтительным вариантом, должно быть понятно, что в изобретении можно осуществить различные изменения и модификации в деталях и форме, не отходя от сущности и объема применения настоящего изобретения.
Claims (10)
1. Аппарат для производства жидкого природного газа, содержащий средство для введения потока бедного природного газа под давлением выше 56,2 кгс/см2 (атм) и примерно при температуре окружающей среды, средство замкнутого охлаждающего цикла для криогенного ожижения упомянутого потока природного газа и детандер, отличающийся тем, что детандер присоединен между средствами для введения потока бедного природного газа и охлаждающим средством, выполненным с возможностью снижения давления потока природного газа и извлечения полезной работы из упомянутого потока природного газа в процессе снижения давления.
2. Аппарат по п.1, отличающийся тем, что упомянутое охлаждающее средство выполнено в виде каскадной охлаждающей системы.
3. Аппарат по п.2, отличающийся тем, что каскадная охлаждающая система использует в качестве хладагентов этилен и метан.
4. Аппарат по п.2, отличающийся тем, что детандер является турбодетандером.
5. Аппарат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит первый расходный трубопровод, имеющий первый конец, присоединенный между средством предварительной обработки и детандером, и второй конец, присоединенный между детандером и охлаждающим средством с образованием параллельного байпасного пути для потока природного газа, и клапан Джоуля-Томсона, введенный в первый расходный трубопровод, при этом клапан Джоуля-Томсона выполнен с возможностью селективного запирания для предотвращения течения потока природного газа, когда детандер находится в рабочем состоянии, и отпирания для обеспечения возможности течения упомянутого потока природного газа и обеспечения эффекта снижения давления подаваемого потока, когда упомянутый детандер не работает.
6. Аппарат по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит средство для преобразования работы, извлеченной посредством детандера от потока природного газа в механическую или электрическую, при этом средство для преобразования работы соединено с детандером.
7. Аппарат по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит средство предварительной обработки, при этом детандер присоединен между средством предварительной обработки и охлаждающим средством.
8. Способ производства сжиженного природного газа, включающий подачу находящегося под давлением питающего потока природного газа под избыточным давлением, превышающим 56,2 кгс/см2 (атм), и примерно при температуре окружающей среды в расширительное средство (детандер) перед охлаждением упомянутого питающего потока, пропускание упомянутого питающего потока через упомянутый детандер для снижения давления потока до избыточного давления ниже, чем около 45,7 кгс/см2 (атм), отличающийся тем, что охлаждают поток до температуры ниже, чем около (-18oC), извлекают работу от питающего потока в процессе снижения давления посредством детандера и подают упомянутый питающий поток с выхода детандера в охлаждающий цикл процесса для получения сжиженного потока природного газа примерно при атмосферном давлении и при температуре ниже, чем около (-161oC).
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что охлаждающий цикл является каскадным циклом, включающим охлаждение питающего потока до пониженной температуры по меньшей мере в одном охлаждающем этапе путем косвенного теплообмена с первым хладагентом, имеющим температуру кипения, охлаждение питающего потока в по меньшей мере первом дополнительном охлаждающем этапе путем косвенного теплообмена со вторым хладагентом, имеющим температуру кипения ниже, чем температура кипения упомянутого первого хладагента, сжатие первого хладагента после охлаждения питающего потока до пониженной температуры по меньшей мере в одном охлаждающем этапе путем косвенного теплообмена с первым хладагентом для получения сжатого первого хладагента, охлаждение сжатого первого хладагента для получения охлажденного первого хладагента, сжатие второго хладагента после охлаждения питающего потока по меньшей мере в одном охлаждающем этапе путем косвенного теплообмена со вторым хладагентом, имеющим температуру кипения ниже, чем температура кипения первого хладагента для получения сжатого второго хладагента, охлаждение сжатого второго хладагента путем косвенного теплообмена с упомянутым охлажденным первым хладагентом для получения охлажденного второго хладагента.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что каскадный цикл дополнительно включает охлаждение питающего потока по меньшей мере во втором дополнительном охлаждающем этапе путем косвенного теплообмена с третьим хладагентом, имеющим температуру кипения ниже, чем температура кипения упомянутого второго хладагента, последующее сжатие третьего хладагента для получения сжатого третьего хладагента и охлаждение сжатого третьего хладагента путем косвенного теплообмена с первым охлажденным хладагентом или охлажденным вторым хладагентом.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/235,775 US5473900A (en) | 1994-04-29 | 1994-04-29 | Method and apparatus for liquefaction of natural gas |
| US08/235,775 | 1994-04-29 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95107192A RU95107192A (ru) | 1997-04-20 |
| RU2144649C1 true RU2144649C1 (ru) | 2000-01-20 |
Family
ID=22886857
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95107192A RU2144649C1 (ru) | 1994-04-29 | 1995-04-28 | Способ и устройство для сжижения природного газа |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5473900A (ru) |
| AU (1) | AU674813B2 (ru) |
| BR (1) | BR9501783A (ru) |
| CA (1) | CA2143585C (ru) |
| GB (1) | GB2288868B (ru) |
| MY (1) | MY113057A (ru) |
| NO (1) | NO308871B1 (ru) |
| PE (1) | PE16296A1 (ru) |
| RU (1) | RU2144649C1 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7461520B2 (en) | 2003-11-18 | 2008-12-09 | Jgc Corporation | Gas liquefaction plant |
| RU2458296C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2012-08-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сжижения природного газа |
| RU2677023C1 (ru) * | 2015-03-04 | 2019-01-15 | Тийода Корпорейшн | Способ и система сжижения природного газа |
| RU2681897C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-03-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной сепарации с дефлегмацией нтсд для переработки природного газа с выделением углеводородов c2+ (варианты) |
| RU2682595C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-03-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной дефлегмации нтд для переработки природного газа с получением углеводородов c2+ (варианты) |
| RU2694337C1 (ru) * | 2018-07-02 | 2019-07-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка выделения углеводородов c2+ из природного газа (варианты) |
| RU2694735C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной сепарации с фракционирующей абсорбцией нтсфа для переработки природного газа с выделением углеводородов c2+ (варианты) |
| RU2694746C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка получения углеводородов с2+ из природного газа (варианты) |
| RU2696375C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-08-01 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для получения углеводородов c2+ из природного газа (варианты) |
| 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 |
| RU2740112C1 (ru) * | 2020-07-20 | 2021-01-11 | Публичное акционерное общество «НОВАТЭК» | Способ сжижения природного газа "Полярная звезда" и установка для его осуществления |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5537827A (en) * | 1995-06-07 | 1996-07-23 | Low; William R. | Method for liquefaction of natural gas |
| NO961824A (no) * | 1996-05-06 | 1997-08-11 | Hamworthy Kse As | Fremgangsmåte til kondensasjon av en gass |
| US5755114A (en) * | 1997-01-06 | 1998-05-26 | Abb Randall Corporation | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process |
| DE19716415C1 (de) * | 1997-04-18 | 1998-10-22 | Linde Ag | Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes |
| DZ2534A1 (fr) * | 1997-06-20 | 2003-02-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel. |
| DZ2535A1 (fr) * | 1997-06-20 | 2003-01-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel. |
| US5791160A (en) * | 1997-07-24 | 1998-08-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for regulatory control of production and temperature in a mixed refrigerant liquefied natural gas facility |
| US6446465B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-09-10 | Bhp Petroleum Pty, Ltd. | Liquefaction process and apparatus |
| DE19821242A1 (de) * | 1998-05-12 | 1999-11-18 | Linde Ag | Verfahren und Vorrichtung zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes |
| MY117068A (en) | 1998-10-23 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas |
| MY115506A (en) | 1998-10-23 | 2003-06-30 | Exxon Production Research Co | Refrigeration process for liquefaction of natural gas. |
| TW421704B (en) * | 1998-11-18 | 2001-02-11 | Shell Internattonale Res Mij B | Plant for liquefying natural gas |
| TW480325B (en) * | 1999-12-01 | 2002-03-21 | Shell Int Research | Plant for liquefying natural gas |
| MY122625A (en) | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
| US20070107465A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-05-17 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same |
| US6604367B2 (en) * | 2001-12-19 | 2003-08-12 | Praxair Technology, Inc. | System for providing refrigeration for chemical processing |
| US6640586B1 (en) * | 2002-11-01 | 2003-11-04 | Conocophillips Company | Motor driven compressor system for natural gas liquefaction |
| US6658890B1 (en) * | 2002-11-13 | 2003-12-09 | Conocophillips Company | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
| US6722157B1 (en) * | 2003-03-20 | 2004-04-20 | Conocophillips Company | Non-volatile natural gas liquefaction system |
| EP1471319A1 (en) * | 2003-04-25 | 2004-10-27 | Totalfinaelf S.A. | Plant and process for liquefying natural gas |
| US7127914B2 (en) * | 2003-09-17 | 2006-10-31 | Air Products And Chemicals, Inc. | Hybrid gas liquefaction cycle with multiple expanders |
| CA2461086C (en) * | 2004-03-09 | 2010-12-21 | Jose Lourenco | Method of power generation from pressure control stations of a natural gas distribution system |
| US20050279132A1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-12-22 | Eaton Anthony P | LNG system with enhanced turboexpander configuration |
| JP2008509374A (ja) * | 2004-08-06 | 2008-03-27 | ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド | 天然ガス液化方法 |
| US7673476B2 (en) * | 2005-03-28 | 2010-03-09 | Cambridge Cryogenics Technologies | Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas |
| US20060260355A1 (en) * | 2005-05-19 | 2006-11-23 | Roberts Mark J | Integrated NGL recovery and liquefied natural gas production |
| US9121636B2 (en) * | 2006-11-16 | 2015-09-01 | Conocophillips Company | Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility |
| US20080277398A1 (en) * | 2007-05-09 | 2008-11-13 | Conocophillips Company | Seam-welded 36% ni-fe alloy structures and methods of making and using same |
| BRPI0815707A2 (pt) * | 2007-08-24 | 2015-02-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Processo para a liquefação de uma corrente gasosa, e, sistema para o tratamento de uma corrente de alimentação gasosa. |
| US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
| US8899074B2 (en) * | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
| US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
| US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
| US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
| US8555672B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
| US20100205979A1 (en) * | 2007-11-30 | 2010-08-19 | Gentry Mark C | Integrated LNG Re-Gasification Apparatus |
| KR100965204B1 (ko) * | 2008-07-31 | 2010-06-24 | 한국과학기술원 | 터빈팽창기를 사용하는 혼합냉매 천연가스 액화 사이클장치및 이에 따른 작동방법 |
| US20110094261A1 (en) * | 2009-10-22 | 2011-04-28 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction core modules, plants including same and related methods |
| US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
| US9309810B2 (en) * | 2012-12-14 | 2016-04-12 | Electro-Motive Diesel, Inc. | System for converting gaseous fuel into liquid fuel |
| EP3500809A1 (en) | 2016-08-16 | 2019-06-26 | ExxonMobil Upstream Research Company | System and method for liquefying natural gas with turbine inlet cooling |
| CN111715300B (zh) * | 2020-06-22 | 2021-08-24 | 江南大学 | 一种铁酸锌/Bi-MOF/单宁酸复合可见光催化剂 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2900796A (en) * | 1954-08-16 | 1959-08-25 | Constock Liquid Methane Corp | Method of liquefying natural gas |
| US2903858A (en) * | 1955-10-06 | 1959-09-15 | Constock Liquid Methane Corp | Process of liquefying gases |
| US2996891A (en) * | 1957-09-23 | 1961-08-22 | Conch Int Methane Ltd | Natural gas liquefaction cycle |
| DE1626325B1 (de) * | 1964-11-03 | 1969-10-23 | Linde Ag | Verfahren und Einrichtung zum Verfluessigen von tiefsiedenden Gasen |
| GB1096697A (en) * | 1966-09-27 | 1967-12-29 | Int Research & Dev Co Ltd | Process for liquefying natural gas |
| US3735600A (en) * | 1970-05-11 | 1973-05-29 | Gulf Research Development Co | Apparatus and process for liquefaction of natural gases |
| US4195979A (en) * | 1978-05-12 | 1980-04-01 | Phillips Petroleum Company | Liquefaction of high pressure gas |
| US4172711A (en) * | 1978-05-12 | 1979-10-30 | Phillips Petroleum Company | Liquefaction of gas |
| US4322225A (en) * | 1980-11-04 | 1982-03-30 | Phillips Petroleum Company | Natural gas processing |
| US4456459A (en) * | 1983-01-07 | 1984-06-26 | Mobil Oil Corporation | Arrangement and method for the production of liquid natural gas |
| US4548629A (en) * | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
| US4923492A (en) * | 1989-05-22 | 1990-05-08 | Hewitt J Paul | Closed system refrigeration using a turboexpander |
| US5006138A (en) * | 1990-05-09 | 1991-04-09 | Hewitt J Paul | Vapor recovery system |
| FR2681859B1 (fr) * | 1991-09-30 | 1994-02-11 | Technip Cie Fse Etudes Const | Procede de liquefaction de gaz naturel. |
-
1994
- 1994-04-29 US US08/235,775 patent/US5473900A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-02-28 CA CA002143585A patent/CA2143585C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-03-28 AU AU16128/95A patent/AU674813B2/en not_active Expired
- 1995-04-03 PE PE1995265508A patent/PE16296A1/es not_active IP Right Cessation
- 1995-04-21 MY MYPI95001045A patent/MY113057A/en unknown
- 1995-04-25 BR BR9501783A patent/BR9501783A/pt not_active IP Right Cessation
- 1995-04-28 RU RU95107192A patent/RU2144649C1/ru active
- 1995-04-28 GB GB9508699A patent/GB2288868B/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-04-28 NO NO951661A patent/NO308871B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7461520B2 (en) | 2003-11-18 | 2008-12-09 | Jgc Corporation | Gas liquefaction plant |
| RU2458296C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2012-08-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сжижения природного газа |
| RU2677023C1 (ru) * | 2015-03-04 | 2019-01-15 | Тийода Корпорейшн | Способ и система сжижения природного газа |
| RU2694337C1 (ru) * | 2018-07-02 | 2019-07-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка выделения углеводородов c2+ из природного газа (варианты) |
| RU2694746C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка получения углеводородов с2+ из природного газа (варианты) |
| RU2696375C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-08-01 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для получения углеводородов c2+ из природного газа (варианты) |
| RU2681897C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-03-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной сепарации с дефлегмацией нтсд для переработки природного газа с выделением углеводородов c2+ (варианты) |
| RU2682595C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-03-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной дефлегмации нтд для переработки природного газа с получением углеводородов c2+ (варианты) |
| RU2694735C1 (ru) * | 2018-08-30 | 2019-07-16 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной сепарации с фракционирующей абсорбцией нтсфа для переработки природного газа с выделением углеводородов c2+ (варианты) |
| 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 |
| RU2740112C1 (ru) * | 2020-07-20 | 2021-01-11 | Публичное акционерное общество «НОВАТЭК» | Способ сжижения природного газа "Полярная звезда" и установка для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU1612895A (en) | 1995-11-16 |
| MY113057A (en) | 2001-11-30 |
| GB2288868A (en) | 1995-11-01 |
| BR9501783A (pt) | 1995-12-05 |
| GB9508699D0 (en) | 1995-06-14 |
| AU674813B2 (en) | 1997-01-09 |
| PE16296A1 (es) | 1996-05-15 |
| US5473900A (en) | 1995-12-12 |
| CA2143585A1 (en) | 1995-10-30 |
| NO951661D0 (no) | 1995-04-28 |
| NO308871B1 (no) | 2000-11-06 |
| CA2143585C (en) | 1999-08-10 |
| GB2288868B (en) | 1998-04-22 |
| NO951661L (no) | 1995-10-30 |
| RU95107192A (ru) | 1997-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2144649C1 (ru) | Способ и устройство для сжижения природного газа | |
| US5755114A (en) | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process | |
| US5537827A (en) | Method for liquefaction of natural gas | |
| KR101053265B1 (ko) | 천연가스 액화장치와 액화방법 | |
| JP3868998B2 (ja) | 液化プロセス | |
| EP1092933B1 (en) | Gas liquifaction process using a single mixed refrigerant circuit | |
| US11774173B2 (en) | Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation | |
| JPH05149677A (ja) | 極低温空気分離で生成される窒素流れの液化法 | |
| US7591149B2 (en) | LNG system with enhanced refrigeration efficiency | |
| US20060112725A1 (en) | Natural gas liquefaction process | |
| JPH05149678A (ja) | 極低温空気分離で生成される窒素流れの液化法 | |
| KR100365367B1 (ko) | 천연가스의액화의개량된냉각공정및설비 | |
| US9835373B2 (en) | Integrated cascade process for vaporization and recovery of residual LNG in a floating tank application | |
| AU2007310940B2 (en) | Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams | |
| CN109838974A (zh) | 用于冷却烃流的方法和系统 | |
| US11340013B2 (en) | Apparatus for liquefying natural gas and method for liquefying natural gas | |
| MXPA99006305A (en) | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process | |
| MXPA99006295A (en) | Reducing void formation in curable adhesive formulations |