RU2204094C2 - Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа - Google Patents

Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2204094C2
RU2204094C2 RU99128051/06A RU99128051A RU2204094C2 RU 2204094 C2 RU2204094 C2 RU 2204094C2 RU 99128051/06 A RU99128051/06 A RU 99128051/06A RU 99128051 A RU99128051 A RU 99128051A RU 2204094 C2 RU2204094 C2 RU 2204094C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
natural gas
cooling
gas
methane
Prior art date
Application number
RU99128051/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU99128051A (ru
Inventor
Эрик Т. КОУЛ (US)
Эрик Т. КОУЛ
Рональд Р. БАУЭН (US)
Рональд Р. БАУЭН
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU99128051A publication Critical patent/RU99128051A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2204094C2 publication Critical patent/RU2204094C2/ru

Links

Images

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
    • 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
    • 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
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K35/00—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting
    • B23K35/22—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting characterised by the composition or nature of the material
    • B23K35/24—Selection of soldering or welding materials proper
    • B23K35/30—Selection of soldering or welding materials proper with the principal constituent melting at less than 1550 degrees C
    • B23K35/3053—Fe as the principal constituent
    • B23K35/3066—Fe as the principal constituent with Ni as next major constituent
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B23K9/16—Arc welding or cutting making use of shielding gas
    • B23K9/173—Arc welding or cutting making use of shielding gas and of a consumable electrode
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60K—ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PROPULSION UNITS OR OF TRANSMISSIONS IN VEHICLES; ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PLURAL DIVERSE PRIME-MOVERS IN VEHICLES; AUXILIARY DRIVES FOR VEHICLES; INSTRUMENTATION OR DASHBOARDS FOR VEHICLES; ARRANGEMENTS IN CONNECTION WITH COOLING, AIR INTAKE, GAS EXHAUST OR FUEL SUPPLY OF PROPULSION UNITS IN VEHICLES
    • B60K15/00—Arrangement in connection with fuel supply of combustion engines or other fuel consuming energy converters, e.g. fuel cells; Mounting or construction of fuel tanks
    • B60K15/03—Fuel tanks
    • B60K15/03006—Gas tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/08—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing nickel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/16—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing copper
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/14—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge constructed of aluminium; constructed of non-magnetic steel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/001—Thermal insulation specially adapted for cryogenic vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F17C3/02—Vessels not under pressure with provision for thermal insulation
    • F17C3/025—Bulk storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0205—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 a dual 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу сжижения потока сжатого газа, богатого метаном, при помощи теплообменника, охлаждаемого каскадной системой охлаждения, для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС. Согласно этому способу поток сжатого газа вводят в теплообменный контакт с первым циклом охлаждения, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, посредством чего поток газа охлаждается первой частью первого хладагента для получения потока охлажденного газа. Поток охлажденного газа затем вводят в теплообменный контакт со вторым циклом охлаждения, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, посредством чего температура потока охлажденного газа понижается для производства сжиженного богатого метаном потока, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы сжиженный поток был в точке начала его кипения или ниже. Использование изобретения позволит усовершенствовать способ сжижения природного газа путем снижения количества используемого оборудования и потребляемой мощности. 2 с. и 9 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Description

Изобретение относится к способу сжижения природного газа и, более конкретно, относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД).
Благодаря своим качествам, относящимся к чистоте горения и удобству применения, природный газ в последние годы стал широко использоваться. Многие источники природного газа расположены в удаленных районах, на больших расстояниях от каких-либо коммерческих рынков газа. Иногда трубопровод доступен для транспортировки добытого природного газа к коммерческому рынку. Когда транспортировка по трубопроводу невозможна, добытый природный газ часто перерабатывается в сжиженный природный газ (называемый СПГ) для транспортировки на рынок.
Одним из характерных признаков станции для сжижения природного газа являются большие инвестиционные капиталовложения, необходимые для создания станции. Оборудование, используемое для сжижения природного газа, в целом, довольно дорого. Станция для сжижения газа основана на нескольких базовых системах, включающих оборудование для очистки газа для удаления примесей, сжижения, охлаждения, энергетическое оборудование и сооружения для хранения и погрузки на транспортные средства. Хотя стоимость станции для сжижения природного газа широко колеблется в зависимости от местоположения станции, типичный проект по сжижению природного газа может стоить от 5 до 10 миллиардов долларов США, включая расходы на разработку месторождения. Холодильные системы станции могут оцениваться в сумму, составляющую до 30% расходов.
При разработке станции для сжижения природного газа учитывают три наиболее важных обстоятельства: (1) выбор цикла сжижения, (2) материалы, используемые для контейнеров, трубопроводов и другого оборудования, и (3) операции процесса преобразования подаваемого потока природного газа в сжиженный природный газ.
Холодильные системы для сжижения природного газа дороги в связи с тем, что для сжижения природного газа необходимо очень сильное охлаждение. Типичный поток природного газа поступает на станцию для сжижения природного газа под давлением от около 4830 кПа до около 7600 кПа и с температурами от около 20oС до около 40oС. Природный газ, которым преимущественно является метан, не может быть сжижен простым повышением давления, как в случае с более тяжелыми углеводородами, используемыми в энергетической области. Критическая температура метана составляет -82,5oС. Это означает, что метан может быть сжижен только при температуре более низкой, чем эта, независимо от прилагаемого давления. Критическая температура природного газа составляет от около -85oС до около -62oС. Как правило, составы природного газа при атмосферном давлении будут сжижаться в температурном диапазоне около (-165) - (-155)oС. Поскольку холодильное оборудование составляет такую значительную часть затрат на оборудование для сжижения природного газа, большие усилия были приложены для уменьшения затрат на охлаждение.
Хотя много циклов охлаждения использовалось для сжижения природного газа, наиболее широко используемыми сейчас на станциях для сжижения природного газа являются три типа: (1) "цикл расширения", который расширяет газ от высокого давления до низкого давления с соответствующим уменьшением температуры, (2) "цикл многокомпонентного охлаждения", в котором используется многокомпонентный хладагент в специально сконструированных теплообменниках, и (3) "каскадный цикл", в котором используются много однокомпонентных охлаждающих веществ в теплообменниках, расположенных последовательно для уменьшения температуры газа до температуры сжижения. В большинстве циклов сжижения природного газа используются вариации или комбинации этих трех базовых типов.
В каскадной системе, как правило, используют два или более циклов охлаждения, в которых расширенный хладагент из одной стадии используют для конденсирования сжатого хладагента в следующей стадии. В каждой следующей стадии используют более легкий, более летучий хладагент, который, при расширении, обеспечивает более глубокий уровень охлаждения и, таким образом, она способна охлаждать до более низкой температуры. Для сведения к минимуму потребление энергии, требуемой для компрессоров, каждый цикл охлаждения, типично, разделен на несколько ступеней давления (широко используют три или четыре ступени). Ступени давления дают эффект разделения работы по охлаждению на несколько температурных этапов. Пропан, этан, этилен и метан являются широко используемыми охлаждающими веществами. Поскольку пропан может конденсироваться при сравнительно низком давлении воздушными или водяными охлаждающими средствами, пропан обычно является хладагентом первой стадии. Этан или этилен могут использоваться как хладагент второй стадии. Конденсирование этана, выходящего из этанового компрессора, требует низкотемпературного хладагента. Пропан выполняет эту функцию низкотемпературного хладагента. Подобно этому, если метан используют как хладагент заключительной стадии, этан используют для конденсирования метана, выходящего из метанового компрессора. Пропановую охлаждающую систему, таким образом, используют для охлаждения питающего газа и для конденсирования этанового охладителя, и этан используют для дальнейшего охлаждения подаваемого газа и для конденсирования метанового охладителя.
Материалы, используемые на обычных станциях для сжижения природного газа, также влияют на стоимость станции. Контейнеры, трубопроводы и другое оборудование, используемое на заводах для сжижения природного газа, как правило, выполнены по меньшей мере частично из алюминия, нержавеющей стали или стали с высоким содержанием никеля для обеспечения необходимой прочности и устойчивости к разрыву при низких температурах.
На обычных станциях для сжижения природного газа, вода, углекислый газ, сернистые соединения, такие как сернистый водород и другие кислые газы, n-пентан и более тяжелые углеводороды, включая бензол, должны быть по существу удалены из процесса обработки природного газа до уровней, достигающих частей на миллион. Часть из этих соединений будет замерзать, вызывая проблемы закупоривания в обрабатывающем оборудовании. Другие соединения, такие как содержащие серу, как правило, удаляют для соответствия коммерческой спецификации. На обычной станции для сжижения природного газа оборудование для очистки газа требуется для удаления углекислого газа и кислых газов. В оборудовании для очистки газа, как правило, используют регенеративный процесс с химическим и/или физическим растворением, и оно требует значительных капиталовложений. Кроме того, эксплуатационные расходы также высоки. Дегидраторы с сухим слоем, такие как молекулярные сита, требуются для удаления водяного пара. Колонна для промывки газа и фракционирующее оборудование, как правило, используются для удаления углеводородов, которые вызывают проблемы закупоривания. На обычной станции для сжижения природного газа также извлекают ртуть, поскольку она может вызвать повреждения оборудования, сконструированного из алюминия. Кроме того, большую часть азота, который может присутствовать в природном газе, удаляют после обработки, поскольку азот не останется в жидкой фазе при транспортировке обычного сжиженного природного газа, и наличие паров азота в контейнерах со сжиженным природным газом в пункте доставки нежелательно.
В промышленности остается насущной потребность в усовершенствованном способе сжижения природного газа, который сводит к минимуму количество холодильного оборудования и требуемую в процессе обработки мощность.
Настоящее изобретение, в целом, относится к способу сжижения потока газа, богатого метаном и имеющего первоначальное давление выше приблизительно 3100 кПа. Первичное охлаждение для конденсирования природного газа осуществляется каскадом циклов охлаждения, предпочтительно только из двух циклов. Природный газ затем расширяют при помощи пригодного средства для расширения для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше, чем около -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился в точке начала его кипения или ниже ее.
Способ, соответствующий этому изобретению, может также конденсировать испарения, производимые сжиженным природным газом под давлением. Если природный газ содержит углеводороды, которые тяжелее метана, и необходимо удалить более тяжелые углеводороды, в способ может быть добавлен процесс фракционирования.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, может использоваться как для первичного сжижения природного газа у источника снабжения для хранения и транспортировки, так и для повторного сжижения паров природного газа, исходящих при хранении и погрузке на транспортные средства. Соответственно, целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения для сжижения или повторного сжижения природного газа. Другой целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения, в которой требуется существенно меньшая потребляемая на сжатие мощность, чем в системах предшествующего уровня техники. Еще одной целью настоящего изобретения является получение усовершенствованного способа сжижения, который экономичен и эффективен в осуществлении. Охлаждение до очень низкой температуры согласно обычному способу сжижения природного газа очень дорого в сравнении с относительно умеренным охлаждением, необходимым для производства сжиженного природного газа под давлением согласно практике этого изобретения.
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны при обращении к следующему подробному описанию и прилагаемым чертежам, которые являются блок-схемами типичных примеров осуществления этого изобретения.
Фиг. 1 изображает блок-схему одного примера осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, демонстрирующую каскадную систему охлаждения с двумя циклами для производства сжиженного природного газа под давлением.
Фиг. 2 изображает блок-схему второго примера осуществления этого изобретения, демонстрирующую способ конденсирования испарения и удаления более тяжелых углеводородов.
Фиг. 3 изображает блок-схему третьего примера осуществления этого изобретения.
Блок-схемы, представленные на фиг.1-3, иллюстрируют различные примеры осуществления способа, соответствующего этому изобретению. Фиг.1-3 не предназначены для исключения из объема изобретения других вариантов, которые являются результатом нормальных и ожидаемых модификаций этих конкретных примеров осуществления изобретения. Различные необходимые вспомогательные средства, такие как насосы, клапаны, смесители потока, системы управления и датчики, исключены из фиг.1-3 для упрощения и наглядности демонстрации.
В настоящем изобретении используется каскадная охлаждающая система для сжижения природного газа для производства богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже ее. Богатый метаном продукт иногда называется в этом описании сжиженным природным газом под давлением (СПГПД). Термин "точка начала кипения" означает температуру и давление, при которых жидкость начинает преобразовываться в газ. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянном давлении, но его температура повышается, температура, при которой в сжиженном природном газе под давлением начинают формироваться пузырьки газа, является точкой начала кипения. Подобно этому, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянной температуре, но давление уменьшается, давление, при котором начинает формироваться газ, определяет точку начала кипения. В точке начала кипения смесь является насыщенной жидкостью.
Использование каскадной системы охлаждения, соответствующей настоящему изобретению, требует меньше энергии для сжижения природного газа, чем способы каскадного охлаждения, использовавшиеся в прошлом, и оборудование, используемое для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может быть выполнено из менее дорогих материалов. В противоположность этому, известные способы, которыми производят сжиженный природный газ при атмосферных давлениях, имеющий такие низкие температуры, как -161oС, требуют того, чтобы по меньшей мере часть производственного оборудования была изготовлена из дорогих материалов для безопасности работы.
Энергия, требуемая для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению, значительно уменьшена в сравнении с потребностями в энергии обычной станции для сжижения природного газа. Уменьшение необходимой для охлаждения энергии, требуемой для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, приводит к большому сокращению капиталовложений, пропорционально меньшим производственным затратам и увеличенной эффективности и надежности, таким образом, значительно повышая экономичность производства сжиженного природного газа.
При рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению, сталь с содержанием около 3,5 вес.% никеля может использоваться в трубопроводах и оборудовании в самых холодных рабочих зонах процесса сжижения, тогда как более дорогое содержание 9 вес.% никеля или алюминий, как правило, требуется для такого же оборудования для осуществления обычного способа сжижения природного газа. Это дает еще одно значительное сокращение расходов на осуществление способа, соответствующего настоящему изобретению, в сравнении с известными способами сжижения природного газа.
Первым важным обстоятельством при криогенной обработке природного газа является загрязнение. Сырой природный газ, как исходное сырье, пригодное для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может содержать природный газ, полученный из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из газовой скважины (несвязанный газ). Состав природного газа может значительно варьироваться. Применительно к данному случаю, поток природного газа содержит метан (C1) в качестве главного компонента. Природный газ, как правило, будет также содержать этан (С2), высшие углеводороды (С3) и малые количества примесей, таких как вода, углекислый газ, сернистый водород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более углеродными атомами в молекуле, грязь, сернистое железо, парафин и сырая нефть. Растворимости этих примесей варьируются в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО2, вода и другие примеси могут формировать твердые частицы, которые могут забивать проходы для потоков в криогенных теплообменниках. Эти потенциальные трудности могут быть преодолены удалением таких примесей, если условия в их чистом компоненте, границы твердой фазы при определенных температуре и давлении прогнозируются. В следующем описании изобретения предполагается, что поток природного газа пригодным образом обработан для удаления сернистых соединений и углекислого газа и осушен для удаления воды с использованием хорошо известных способов для получения потока "десульфированного, сухого" природного газа. Если поток природного газа содержит тяжелые углеводороды, которые могли бы замерзнуть при сжижении, или если тяжелые углеводороды нежелательны в составе сжиженного природного газа под давлением, тяжелый углеводород может быть удален в процессе фракционирования до производства сжиженного природного газа под давлением, как описано ниже более подробно.
Одним преимуществом настоящего изобретения является то, что более высокие рабочие температуры допускают содержание в природном газе более высоких уровней концентрации замораживаемых компонентов, чем это было бы возможно при обычном способе сжижения природного газа. Например, на обычной станции для сжижения природного газа, которая производит сжиженный природный газ при температуре -160oС, содержание СО2 должно быть ниже приблизительно 50 частей на миллион для устранения проблем замораживания. В противоположность этому, при поддержании рабочих температур выше приблизительно -112oС природный газ может содержать СО2 на таких высоких уровнях, как приблизительно 1,4 молекулярного % СО2 при температурах -112oС и 4,2% при -95oС без получения проблем замерзания при осуществлении способа сжижения, соответствующего настоящему изобретению.
Кроме того, при осуществлении способа, соответствующего настоящему изобретению, нет необходимости в удалении содержащихся в природном газе умеренных количеств азота, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе со сжижаемыми углеводородами при рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению. Способность уменьшения, или в некоторых случаях исключения оборудования, требуемого для очистки газа и удаления азота, когда состав природного газа допускает это, дает значительные технические и экономические преимущества. Эти и другие преимущества изобретения будут лучше понятны со ссылками на фигуры.
Как показано на фиг. 1, питающий поток 10 сжатого природного газа, предпочтительно, поступает в процесс сжижения под давлением, составляющим приблизительно 1724 кПа, и более предпочтительно выше 4830 кПа, и предпочтительно, при температурах, которые ниже приблизительно 40oС; однако, при необходимости, могут использоваться различные температуры и давления, и система может быть должным образом модифицирована специалистами в данной области техники, принимая во внимание сущность этого изобретения. Если поток 10 газа имеет давление ниже приблизительно 1724 кПа, он может быть сжат пригодным компрессорным средством (не показано), которое может содержать один или более компрессоров.
Питающий поток 10 проходит через серию теплообменников, предпочтительно через два теплообменника 30 и 31, которые охлаждаются первым циклом 32 охлаждения. Цикл 32 охлаждения охлаждает питающий поток 10 в теплообменниках 30 и 31 и охлаждает хладагент во втором цикле 33 охлаждения, расположенном далее походу процесса сжижения. Цикл 33 охлаждения дополнительно охлаждает природный газ в серии теплообменников, предпочтительно в трех теплообменниках 37, 38 и 39, как показано на фиг.1. Конструкция и работа циклов 32 и 33 охлаждения хорошо известны специалистам в данной области техники, и детали их работы основаны на предшествующем уровне техники. Хладагентом в первом цикле 32 охлаждения, предпочтительно, является пропан, и хладагентом во втором цикле 33 охлаждения, предпочтительно, является этилен. Примеры систем каскадного охлаждения описаны в патенте США 3596472, Plant Processing of Natural Gas, опубликованном Petroleum Extension Service, The University of Texas at Austin, TX (1974); и Harper, E.A. et al. Trouble Free LNG, Chemical Engineering Progress, vol.71, 11 (1975).
Поток 19 сжиженного природного газа, выходящий из последнего теплообменника 39, согласно практике этого изобретения, имеет температуру выше -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился в точке начала его кипения или ниже ее. Если давление в потоке 10, когда он выходит из последней стадии второго цикла охлаждения, выше давления, необходимого для поддержания потока 10 в жидкой фазе, поток 10 может, при необходимости, проходить через одно или более расширительное средство, такое как гидравлическая турбина 40, для производства сжиженного природного газа под давлением с пониженным давлением, но все же имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Затем сжиженный природный газ под давлением направляется (поток 20) в пригодное транспортное средство или средство 41 для хранения, такое как пригодный трубопровод или носитель, такой как судно для перевозки сжиженного природного газа под давлением, грузовик с цистерной или железнодорожная цистерна.
Фиг. 2 иллюстрирует другой пример осуществления изобретения, и в этом примере и в примерах, показанных на фиг.1 и 3, части, имеющие одинаковые номера, имеют одинаковые производственные функции. Однако специалисту в данной области техники будет понятно, что производственное оборудование от одного примера к другому может изменяться в размерах и производительности для работы с различными расходами потока, температурами и составами. Как показано на фиг. 2, питающий поток природного газа поступает в систему по линии 10 и проходит через теплообменники 30 и 31, которые охлаждаются первым циклом 32 охлаждения. Цикл 32 охлаждения охлаждает питающий поток 10 и охлаждает хладагент во втором цикле 33 охлаждения, который находится далее по ходу подачи газа в процессе сжижения.
После выхода из последнего теплообменника 31 питающий поток 10 газа поступает в обычный разделитель 34 фаз. Жидкий поток 11 выходит из донной части разделителя и проходит в обычный деметанизатор 35. Деметанизатор производит верхний поток 12 пара, который богат метаном, и нижний поток 13 жидкости, который преимущественно состоит из сжиженной части природного газа (СЧПГ), в основном этана, пропана, бутана, пентана и более тяжелых углеводородов. Поток 13 из нижней части деметанизатора проходит через фракционирующую установку 36, работа которой известна специалистам в данной области техники. Фракционирующая установка 36 может содержать одну или более фракционирующих колонн (не показаны на фиг.2), которые разделяют нижний поток 13 жидкости на заданные количества этана, пропана, бутана, пентана и гексана. Эти жидкости извлекаются из фракционирующей установки 36 как конденсированные продукты, которые совместно обозначены на фиг.2 как поток 14. Верхние потоки, выходящие из фракционирующей установки 36, богаты этаном и другими легкими углеводородами. Эти верхние потоки совместно показаны на фиг.2 как поток 15. Фракционирующая установка, предпочтительно, содержит множество фракционирующих колонн (не показаны), таких как этаноотгонная колонна, которая производит этан, пропаноотгонная колонна, которая производит пропан, и бутаноотгонная колонна, которая производит бутан, которые могут использоваться в качестве добавочных хладагентов для каскадной охлаждающей системы (первый и второй циклы 32 и 33 охлаждения) или любой другой пригодной охлаждающей системы. Добавочные потоки хладагентов совместно показаны на фиг.2 линией 16. Хотя это не показано на фиг.2, если питающий поток 10 содержит высокие концентрации СО2, один или более добавочных потоков хладагентов могут требовать удаления СО2 для исключения потенциальных проблем закупоривания в охлаждающем оборудовании. Если концентрация СО2 в питающем потоке превышает приблизительно 3 молекулярных %, фракционирующая установка 36 будет, предпочтительно, включать процесс удаления СО2.
Богатый метаном поток 17, поступающий из разделителя 34, богатый метаном поток 12, поступающий из метаноотгонной колонны 35, и поток 15 из фракционирующей установки 36 комбинируются и проходят как поток 18 в серию теплообменников 37, 38 и 39 для сжижения природного газа. Охлаждение теплообменников 37, 38 и 39 обеспечивается вторым циклом 33 охлаждения, описанным выше. Хотя хладагенты в первом и втором циклах 32 и 33 охлаждения циркулируют в замкнутой системе, если хладагенты утрачиваются из системы из-за протечек, добавочные хладагенты могут быть получены из фракционирующей установки 36 (линия 16). В процессе сжижения, показанном на фиг.2, только два цикла каскадной системы необходимы для охлаждения потока 10 природного газа согласно практике настоящего изобретения.
Поток 19 сжиженного природного газа, выходящий из последнего теплообменника 39, проходит через одно или более расширительное средство, такое как гидравлическая турбина 40, для производства сжиженного природного газа под давлением с температурой выше приблизительно -112oС и давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже ее. Затем сжиженный природный газ под давлением направляют по линии 20 в пригодное средство 41 для хранения.
При хранении, транспортировке и обращении со сжиженным природным газом может появляться значительное количество "испарений", то есть паров, получаемых в результате испарения сжиженного природного газа. Это изобретение, в частности, хорошо пригодно для сжижения испарений, производимых сжиженным природным газом под давлением. Способ, соответствующий этому изобретению, может, при необходимости, использоваться для повторного сжижения таких испарений. Как показано на фиг.2, испарения могут вводиться в процесс обработки, соответствующий изобретению, по линии 21. При необходимости, часть потока 21 может выводиться как поток 22 и направляться через теплообменник 42 для охлаждения потока 18 пара и для нагрева выведенных испарений для дальнейшего использования в качестве топлива для станции для производства сжиженного газа. Оставшаяся часть потока 21 проходит через обычный компрессор 43 для сжатия испарений приблизительно до давления потока 18 пара и комбинируется с потоком 18.
Фиг. 3 иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения. Способ, показанный на фиг.3, подобен способу, описанному выше в связи с фиг. 2, за исключением того, что, как показано на фиг.3, поток 18 проходит через компрессор 44, и сжатый поток 18 пара затем проходит через теплообменники 45 и 46, которые охлаждаются хладагентом первого цикла 32 охлаждения.
Как показано на фиг.3, испарения могут, при необходимости, вводиться в поток 18 после охлаждения потока 18 в первом цикле 32 охлаждения и перед его охлаждением во втором цикле 33 охлаждения. По меньшей мере часть потока 21 испарений сжимается обычным компрессором 43, и сжатый газ (поток 23) охлаждается теплообменником 42, который охлаждается потоком 22, который откачан из потока 21. Поток 22, после его нагрева теплообменником 42, может использоваться в качестве топлива для станции для сжижения газа.
Хотя фиг. 2 и 3 показывают, что испарения вводятся в процесс сжижения в точке, находящейся после этапов фракционирования и перед этапами охлаждения второго цикла охлаждения, согласно практике этого изобретения, испарения могут вводиться в поток сжижаемого газа в любой точке процесса, находящейся до теплообменника 30 и после теплообменника 39 и до расширителя 40.
Это изобретение не ограничено каким-либо типом теплообменника, но из соображений экономичности предпочтительны теплообменник с пластинчатой ребристой поверхностью и теплообменник с холодильной камерой. Предпочтительно, все потоки, содержащие как жидкую, так и парообразную фазы, которые направляются в теплообменники, имеют обе (жидкую и парообразную) фазы, одинаково распределенные по площади поперечного сечения проходов, в которые они входят. Для получения этого предпочтительно применять распределительное устройство для отдельных парообразного и жидкого потоков. Разделители могут быть добавлены в многофазные потоки по необходимости для разделения потоков на жидкий и парообразный потоки. Такие разделители могут быть добавлены в процессы, показанные на фиг.2 и 3, до теплообменников 38 и 39.
ПРИМЕР
Имитированный баланс массы и энергии был осуществлен для иллюстрации примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1-3, и результаты показаны в табл.1 и 2, приведенных ниже.
Данные были получены с использованием доступной на рынке программы имитации процесса под названием HYSISТМ, однако другие доступные на рынке программы имитации процесса могут использоваться для получения данных, включая HYSIMТМ, PROIIТМ и ASPEN PLUSТМ, которые известны специалистам в данной области техники. Данные, представленные в табл.1, предложены для лучшего понимания примера осуществления изобретения, показанного на фиг.1, но не следует истолковывать изобретение как ограниченное им. Температуры и скорости потоков не должны рассматриваться как ограничения изобретения, которое может предусматривать многие вариации температур и скоростей потоков в рамках его содержания. В этом примере осуществления изобретения первый цикл 32 охлаждения является пропановой системой, и второй цикл 33 охлаждения является этановой системой.
Данные, приведенные в табл.2, предложены для лучшего понимания примера осуществления изобретения, показанного на фиг.2. В этом примере первый цикл 32 охлаждения является пропановой системой, и второй цикл 33 охлаждения является этановой системой.
При использовании блок-схемы базового способа, показанного на фиг.1, и при использовании одинаковых состава и температуры питающего потока, потребность в суммарной проектной мощности для производства сжиженного природного газа (под давлением, близким к атмосферному, и с температурой -160oС) обычным способом была более чем в два раза выше суммарной проектной потребности в мощности для производства сжиженного природного газа под давлением с использованием примера осуществления изобретения, показанного на фиг. 1: 177927 кВт (238600 л.с.) для производства сжиженного природного газа против 75839 кВт (101700 л.с.) для производства сжиженного природного газа под давлением. Это сравнение было выполнено с использованием имитатора процесса HYSISТМ.
Специалист в данной области техники, в особенности, пользующийся преимуществами, предложенными этим патентом, найдет множество модификаций и вариантов осуществления конкретных способов, описанных выше. Например, множество различных температур и давлений может использоваться согласно изобретению в зависимости от общей конструкции системы и состава питающего газа. Кроме того, цепочка охлаждения питающего газа может быть дополнена или изменена в зависимости от общих конструктивных потребностей для достижения требований оптимального и эффективного теплообмена. Как изложено выше, конкретно описанные варианты осуществления изобретения и примеры не следует использовать для ограничения объема изобретения, который определен приведенными ниже пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Claims (11)

1. Способ сжижения потока сжатого богатого метаном газа, содержащий следующие операции: (a) введение потока газа в теплообменный контакт с первым охлаждающим циклом, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, вследствие чего температура потока газа понижается за счет теплообмена с первой частью первого хладагента для получения потока охлажденного газа; (b) введение потока охлажденного газа в теплообменный контакт со вторым охлаждающим циклом, содержащим по меньшей мере один этап охлаждения, вследствие чего температура потока охлажденного газа дополнительно понижается за счет теплообмена со вторым хладагентом для получения сжиженного богатого метаном потока, причем указанный второй хладагент имеет точку кипения ниже, чем точка кипения первого хладагента, и второй хладагент частично охлаждается и конденсируется благодаря теплообмену со второй частью первого хладагента для получения жидкого продукта с температурой выше приблизительно -112oС и с давлением, достаточным для того, чтобы сжиженный поток был в точке начала его кипения или ниже; и (c) введение сжиженного потока в средство для хранения при температуре приблизительно выше -112oС.
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий введение в указанный процесс обработки испарений, полученных при испарении сжиженного природного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы сжиженный продукт был в точке начала его кипения или ниже, причем испарения по меньшей мере частично сжижаются в процессе сжижения.
3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий отделение испарений в первый поток и второй поток, сжатие первого потока и направление сжатого первого потока в процесс сжижения до по меньшей мере последнего этапа охлаждения второго цикла охлаждения, указанный второй поток проходит в теплообменник для нагрева второго потока испарений и для охлаждения потока природного газа с использованием нагретого второго потока испарений в качестве топлива.
4. Способ по п. 3, содержащий введение первого потока испарений в поток газа до последнего этапа второго цикла охлаждения.
5. Способ по п. 3, дополнительно содержащий отделение испарений в первый поток и второй поток, сжатие первого потока и прохождение сжатого первого потока в теплообменник, прохождение второго потока через теплообменник для нагрева второго потока и для охлаждения сжатого первого потока и введение охлажденного сжатого первого потока в поток природного газа до по меньшей мере последнего этапа второго цикла охлаждения.
6. Способ по п. 1, в котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты тяжелее метана, который дополнительно содержит удаление преобладающей части более тяжелых углеводородов для получения потока пара, богатого метаном, и жидкого потока, богатого более тяжелыми углеводородами, причем поток пара затем сжижают способом по п. 1.
7. Способ по п. 6, в котором жидкий поток, богатый более тяжелыми углеводородами, дополнительно фракционируют, производя пар, богатый этаном, который комбинируют с потоком, богатым метаном, по п. 1.
8. Способ по п. 1, в котором сжижение потока газа выполняют с использованием только двух замкнутых циклов охлаждения в каскадной конфигурации.
9. Способ по п. 1, в котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты тяжелее метана, который дополнительно содержит после операции (а) операции удаления преобладающей части более тяжелых углеводородов для получения потока газа, по существу, не содержащего углеводородов, имеющих три или более атомов углерода, сжатия потока пара, повторного охлаждения потока газа в течение по меньшей мере одного этапа охлаждения при помощи третьей части хладагента первого цикла охлаждения и последующего продолжения операции (b) по п. 1.
10. Способ по п. 1, в котором поток сжатого богатого метаном газа имеет давление выше 3103 кПа.
11. Способ сжижения потока природного газа, содержащий следующие операции: (a) охлаждение потока природного газа при помощи одного или более теплообменников в первом цикле охлаждения каскадной системы охлаждения, имеющей два цикла; (b) прохождение охлажденного природного газа в разделитель фаз для получения первого потока пара и жидкого потока; (c) прохождение потока жидкого природного газа в деметанизатор для получения второго потока пара и второго жидкого потока; (d) прохождение второго жидкого потока во фракционирующую установку для получения конденсированного продукта, добавочного хладагента и третьего потока пара; (e) комбинирование первого потока пара, второго потока пара и третьего потока пара и прохождения комбинированного потока пара в один или более теплообменников, охлаждаемых вторым циклом охлаждения каскадной системы охлаждения, для по меньшей мере частичного сжижения комбинированного потока пара и (f) прохождение комбинированного потока пара, полученного в ходе операции (е), в расширительное средство для получения сжиженного природного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже.
Приоритет по пунктам:
20.06.1997 по всем пунктам.
RU99128051/06A 1997-06-20 1998-06-18 Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа RU2204094C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5028097P 1997-06-20 1997-06-20
US60/050,280 1997-06-20
US7968098P 1998-03-27 1998-03-27
US60/079,680 1998-03-27

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU99128051A RU99128051A (ru) 2001-09-10
RU2204094C2 true RU2204094C2 (ru) 2003-05-10

Family

ID=26728102

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU99128051/06A RU2204094C2 (ru) 1997-06-20 1998-06-18 Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа

Country Status (39)

Country Link
US (1) US6016665A (ru)
EP (1) EP1021690A4 (ru)
JP (1) JP4544652B2 (ru)
KR (1) KR100338882B1 (ru)
CN (1) CN1126929C (ru)
AR (1) AR012254A1 (ru)
AT (1) AT413601B (ru)
AU (1) AU738861B2 (ru)
BG (1) BG64011B1 (ru)
BR (1) BR9810221A (ru)
CA (1) CA2292710C (ru)
CH (1) CH694104A5 (ru)
CO (1) CO5040205A1 (ru)
CZ (1) CZ299016B6 (ru)
DE (1) DE19882492T1 (ru)
DK (1) DK174801B1 (ru)
DZ (1) DZ2534A1 (ru)
ES (1) ES2170629B2 (ru)
FI (1) FI19992706A (ru)
GB (1) GB2346954B (ru)
HU (1) HU222696B1 (ru)
ID (1) ID24478A (ru)
IL (1) IL133337A (ru)
MY (1) MY114064A (ru)
NO (1) NO312263B1 (ru)
NZ (1) NZ502044A (ru)
OA (1) OA11268A (ru)
PE (1) PE43999A1 (ru)
PL (1) PL189284B1 (ru)
RO (1) RO118483B1 (ru)
RU (1) RU2204094C2 (ru)
SE (1) SE518777C2 (ru)
SK (1) SK178799A3 (ru)
TN (1) TNSN98095A1 (ru)
TR (1) TR199903170T2 (ru)
TW (1) TW366410B (ru)
UA (1) UA49072C2 (ru)
WO (1) WO1998059207A1 (ru)
YU (1) YU67599A (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2702319C2 (ru) * 2015-07-08 2019-10-07 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. Судно, содержащее двигатель

Families Citing this family (66)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TW359736B (en) * 1997-06-20 1999-06-01 Exxon Production Research Co Systems for vehicular, land-based distribution of liquefied natural gas
US6446465B1 (en) * 1997-12-11 2002-09-10 Bhp Petroleum Pty, Ltd. Liquefaction process and apparatus
DZ2527A1 (fr) * 1997-12-19 2003-02-01 Exxon Production Research Co Pièces conteneurs et canalisations de traitement aptes à contenir et transporter des fluides à des températures cryogéniques.
US6289500B1 (en) * 1998-03-11 2001-09-11 International Business Machines Corporation Object mechanism and method that creates domain-neutral objects with domain-specific run-time extensions in an appropriate collection
MY117548A (en) * 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
US6202424B1 (en) * 1999-10-29 2001-03-20 Mayekawa Mfg. Co., Ltd. System for compressing contaminated 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
GB0006265D0 (en) 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6510706B2 (en) 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
FR2821351B1 (fr) * 2001-02-26 2003-05-16 Technip Cie Procede de recuperation d'ethane, mettant en oeuvre un cycle de refrigeration utilisant un melange d'au moins deux fluides refrigerants, gaz obtenus par ce procede, et installation de mise en oeuvre
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
UA76750C2 (ru) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
BR0210218A (pt) 2001-06-29 2004-06-08 Exxonmobil Upstream Res Co Método de absorção para recuperar e método para separar componentes de c2+ de uma mistura lìquida pressurizada contendo c1 e c2+
TW561230B (en) 2001-07-20 2003-11-11 Exxonmobil Upstream Res Co Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6647744B2 (en) 2002-01-30 2003-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6658890B1 (en) * 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
US7769650B2 (en) * 2002-12-03 2010-08-03 Jp Morgan Chase Bank Network-based sub-allocation systems and methods for swaps
JP4912564B2 (ja) * 2003-11-18 2012-04-11 日揮株式会社 ガス液化プラント
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
CA2566820C (en) * 2004-07-01 2009-08-11 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
AU2005278141A1 (en) * 2004-07-27 2006-03-02 Jp Morgan Chase Bank System and method for measuring communication-system infrastructure usage
US7637121B2 (en) * 2004-08-06 2009-12-29 Bp Corporation North America Inc. Natural gas liquefaction process
NO20051315L (no) * 2005-03-14 2006-09-15 Hamworthy Kse Gas Systems As System og metode for kjoling av en BOG strom
CN101160375B (zh) 2005-03-16 2012-11-28 弗尔科有限责任公司 用于生产合成烃化合物的系统、方法及组合物
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
JP4691192B2 (ja) * 2006-06-02 2011-06-01 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
KR100925658B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-09 현대중공업 주식회사 액화천연가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100929097B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-30 현대중공업 주식회사 액화석유가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100929095B1 (ko) * 2008-04-07 2009-11-30 현대중공업 주식회사 연료가스 공급과 액화 천연가스 생산이 동시에 가능한 액화천연가스 생산 장치
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
KR100918201B1 (ko) 2008-11-17 2009-09-21 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
CN102115683A (zh) * 2009-12-30 2011-07-06 中国科学院理化技术研究所 一种生产液化天然气的方法
RU2443851C1 (ru) * 2010-06-15 2012-02-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" Комплекс оборудования для отработки газовых месторождений
JP5796907B2 (ja) * 2010-10-15 2015-10-21 デウー シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッドＤａｅｗｏｏ Ｓｈｉｐｂｕｉｌｄｉｎｇ ＆ Ｍａｒｉｎｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏ．， Ｌｔｄ． 加圧液化天然ガスの生産システム
KR101106089B1 (ko) * 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
CN102425899B (zh) * 2011-11-03 2014-01-01 苏州市兴鲁空分设备科技发展有限公司 低温装置中低温冷冻机的使用方法
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US10436505B2 (en) 2014-02-17 2019-10-08 Black & Veatch Holding Company LNG recovery from syngas using a mixed refrigerant
US10443930B2 (en) 2014-06-30 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Process and system for removing nitrogen from LNG
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
US10443927B2 (en) 2015-09-09 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Mixed refrigerant distributed chilling scheme
CN108368972B (zh) * 2015-12-14 2020-07-07 沃尔沃卡车集团 气箱设备
WO2017177317A1 (en) 2016-04-11 2017-10-19 Geoff Rowe A system and method for liquefying production gas from a gas source
WO2017214723A1 (en) 2016-06-13 2017-12-21 Geoff Rowe System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11635252B2 (en) * 2018-08-22 2023-04-25 ExxonMobil Technology and Engineering Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
CN109556984B (zh) * 2018-12-07 2021-08-31 合肥通用机械研究院有限公司 快速充气预冷系统及其使用方法
US11561043B2 (en) 2019-05-23 2023-01-24 Bcck Holding Company System and method for small scale LNG production
EP3907453A1 (fr) 2020-05-07 2021-11-10 Cryocollect Dispositif de refroidissement pour installation de liquéfaction de gaz

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1181049A (en) * 1967-12-20 1970-02-11 Messer Griesheim Gmbh Process for the Liquifaction of Natural Gas
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3581511A (en) * 1969-07-15 1971-06-01 Inst Gas Technology Liquefaction of natural gas using separated pure components as refrigerants
US3763658A (en) * 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
DE2110417A1 (de) * 1971-03-04 1972-09-21 Linde Ag Verfahren zum Verfluessigen und Unterkuehlen von Erdgas
US3763358A (en) * 1971-10-21 1973-10-02 D Cargille Interweaved matrix updating coordinate converter
US3970441A (en) * 1973-07-17 1976-07-20 Linde Aktiengesellschaft Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures
US4057972A (en) * 1973-09-14 1977-11-15 Exxon Research & Engineering Co. Fractional condensation of an NG feed with two independent refrigeration cycles
GB1572898A (en) * 1976-04-21 1980-08-06 Shell Int Research Process for the liquefaction of natural gas
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
JPS57204784A (en) * 1981-06-12 1982-12-15 Hajime Nishimura Manufacture of low-temperature liquefied gas
GB2106623B (en) * 1981-06-19 1984-11-07 British Gas Corp Liquifaction and storage of gas
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4504296A (en) * 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US4548629A (en) * 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
US4680041A (en) * 1985-12-30 1987-07-14 Phillips Petroleum Company Method for cooling normally gaseous material
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5287703A (en) * 1991-08-16 1994-02-22 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the recovery of C2 + or C3 + hydrocarbons
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5626034A (en) * 1995-11-17 1997-05-06 Manley; David Mixed refrigerants in ethylene recovery
US5746066A (en) * 1996-09-17 1998-05-05 Manley; David B. Pre-fractionation of cracked gas or olefins fractionation by one or two mixed refrigerant loops and cooling water

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2702319C2 (ru) * 2015-07-08 2019-10-07 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. Судно, содержащее двигатель

Also Published As

Publication number Publication date
CA2292710C (en) 2008-11-18
CZ299016B6 (cs) 2008-04-02
MY114064A (en) 2002-07-31
KR100338882B1 (ko) 2002-05-30
AT413601B (de) 2006-04-15
CH694104A5 (de) 2004-07-15
ES2170629A1 (es) 2002-08-01
YU67599A (sh) 2001-07-10
JP4544652B2 (ja) 2010-09-15
CO5040205A1 (es) 2001-05-29
HU222696B1 (hu) 2003-09-29
DK199901820A (da) 1999-12-20
SK178799A3 (en) 2000-11-07
PL189284B1 (pl) 2005-07-29
CN1126929C (zh) 2003-11-05
AR012254A1 (es) 2000-09-27
FI19992706A (fi) 1999-12-16
OA11268A (en) 2003-07-30
KR20010014040A (ko) 2001-02-26
IL133337A0 (en) 2001-04-30
TW366410B (en) 1999-08-11
CZ9904557A3 (en) 2001-05-16
PL337425A1 (en) 2000-08-14
BG104002A (en) 2000-12-29
ATA907898A (de) 2005-08-15
HUP0002816A2 (hu) 2000-12-28
US6016665A (en) 2000-01-25
SE518777C2 (sv) 2002-11-19
DE19882492T1 (de) 2000-05-31
EP1021690A1 (en) 2000-07-26
BR9810221A (pt) 2000-08-08
GB2346954B (en) 2001-07-25
CA2292710A1 (en) 1998-12-30
RO118483B1 (ro) 2003-05-30
HUP0002816A3 (en) 2001-02-28
SE9904515L (sv) 1999-12-10
NO312263B1 (no) 2002-04-15
GB2346954A (en) 2000-08-23
TNSN98095A1 (fr) 2000-12-29
SE9904515D0 (sv) 1999-12-10
PE43999A1 (es) 1999-05-24
BG64011B1 (bg) 2003-09-30
NO996327D0 (no) 1999-12-20
DZ2534A1 (fr) 2003-02-08
NZ502044A (en) 2000-09-29
TR199903170T2 (xx) 2000-03-21
ID24478A (id) 2000-07-20
AU738861B2 (en) 2001-09-27
IL133337A (en) 2003-05-29
JP2002510382A (ja) 2002-04-02
UA49072C2 (ru) 2002-09-16
CN1261430A (zh) 2000-07-26
GB9930045D0 (en) 2000-02-09
WO1998059207A1 (en) 1998-12-30
ES2170629B2 (es) 2004-05-16
NO996327L (no) 2000-02-21
DK174801B1 (da) 2003-11-24
EP1021690A4 (en) 2002-05-15
AU7978798A (en) 1999-01-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2204094C2 (ru) Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
RU2205337C2 (ru) Усовершенствованный способ сжижения природного газа
RU2224961C2 (ru) Способ удаления летучих компонентов из природного газа
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
MXPA99011351A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120619