RU2224961C2 - Способ удаления летучих компонентов из природного газа - Google Patents

Способ удаления летучих компонентов из природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2224961C2
RU2224961C2 RU2001113730/06A RU2001113730A RU2224961C2 RU 2224961 C2 RU2224961 C2 RU 2224961C2 RU 2001113730/06 A RU2001113730/06 A RU 2001113730/06A RU 2001113730 A RU2001113730 A RU 2001113730A RU 2224961 C2 RU2224961 C2 RU 2224961C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
natural gas
liquid
nitrogen
vapor
Prior art date
Application number
RU2001113730/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2001113730A (ru
Inventor
Эрик Т. КОУЛ (US)
Эрик Т. КОУЛ
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 RU2001113730A publication Critical patent/RU2001113730A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2224961C2 publication Critical patent/RU2224961C2/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
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0204—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 single flow SCR cycle
    • 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
    • F25J1/0211—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 multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0212—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 multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow MCR cycle
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0257—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/028—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of noble gases
    • F25J3/029—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of noble gases of helium
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/038—Treating the boil-off by recovery with expanding
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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)
  • 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

Раскрыт способ удаления, по меньшей мере, одного компонента, обладающего высокой летучестью, такого как азот, из природного газа под давлением для получения сжиженного природного газа под давлением, который имеет низкое содержание азота и температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF). Исходный природный газ под давлением, содержащий азот, расширяют и подают во фракционирующую ректификационную колонну. Во фракционирующей ректификационной колонне образуется поток первого пара, который имеет повышенное содержание азота, и поток первой жидкости. Поток пара охлаждают для образования паровой фазы и жидкой фазы. После этого паровую и жидкую фазы подвергают разделению фаз для образования потока второго пара и потока второй жидкости. Поток второй жидкости возвращают во фракционирующую ректификационную колонну в качестве флегмы. Поток второго пара предпочтительно используют для охлаждения поступающего потока исходного сырья. Поток первой жидкости отводят из установки для фракционирования в качестве потока продукта, имеющего низкое содержание азота. Использование изобретения позволит получить жидкий продукт под давлением с низким содержанием азота с помощью только одной ректификационной колонны. 2 с. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится в целом к способу сжижения потока многокомпонентного исходного подаваемого сырья путем использования низкотемпературного фракционирования. Более точно, изобретение относится к способу сжижения потока природного газа, содержащего компонент, более летучий по сравнению с метаном, для получения сжиженного природного газа под давлением (PLNG - pressurized liquefied natural gas) с низким содержанием более летучего компонента.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Благодаря своей способности к полному сгоранию и удобству применения природный газ стал широко использоваться в последние годы. Многие источники природного газа расположены на удаленных территориях, на больших расстояниях от любых рынков сбыта газа. Иногда имеется трубопровод для транспортирования поставляемого природного газа на рынок сбыта. В том случае, когда транспортировка по трубопроводам не осуществима, поставляемый природный газ часто перерабатывают в сжиженный природный газ (который называют "LNG" (liquefied natural gas)) для транспортировки на рынок.
Природный газ часто содержит разбавляющие газы, такие как азот и гелий. Наличие этих газов приводит к снижению теплотворной способности природного газа. Кроме того, некоторые из этих газов могут иметь независимое промышленное применение, если существует возможность их отделения от природного газа. Следовательно, отделение разбавляющих газов от природного газа может иметь двойной экономический эффект, а именно, увеличение теплотворной способности природного газа и получение годного для реализации газа, такого как гелий. В установках для сжижения природного газа также происходит удаление азота из природного газа, поскольку азот не будет оставаться в жидкой фазе во время транспортировки обычного сжиженного природного газа, который находится под атмосферным давлением или давлением, близким к атмосферному.
Обычно большинство известных способов разделения природного газа включают в себя, по меньшей мере, три отдельные рабочие операции или стадии. К этим операциям относятся: (1) операция предварительной обработки газа для удаления воды и кислотообразующих газов, таких как диоксид углерода и сульфид водорода, (2) операция отделения жидких продуктов в природном газе путем использования низких, но некриогенных температур для отделения и рекуперации этана и более тяжелых углеводородных компонентов и (3) операция отделения или отвода (задерживания) азота, часто выполняемая в установках для отвода азота (NRU - nitrogen rejection units). Отвод азота, как правило, осуществляют путем охлаждения азотсодержащего природного газа и фракционирования его в дистилляционной колонне.
Недавно было предложено производить богатую метаном жидкость, имеющую температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF) и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или температуре ниже точки начала кипения. Этот сжиженный природный газ под давлением иногда называют PLNG, чтобы отличить его от LNG (сжиженного природного газа), который находится под атмосферным или близким к атмосферному давлением. Давление сжиженного природного газа под давлением, как правило, будет иметь значение свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления). Одно из преимуществ способа производства сжиженного природного газа под давлением заключается в том, что сжиженный природный газ под давлением может содержать до приблизительно 10 мольных процентов азота. Однако азот приводит к снижению теплотворной способности сжиженного природного газа под давлением и к повышению температуры начала кипения полученного сжиженного природного газа под давлением. Следовательно, существует необходимость в усовершенствованном способе удаления азота из потока природного газа под давлением и одновременного получения сжиженного природного газа под давлением.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение в целом относится к процессу разделения, при котором происходит разделение потока исходного подаваемого сырья под давлением, содержащего метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, такой как гелий и водород, который имеет относительную летучесть, превышающую летучесть метана. В иллюстративных целях предполагается, что основная сепарация - это отделение N2 от СН4.
В предпочтительном варианте осуществления данного изобретения описан процесс отделения азота от азотсодержащего природного газа под давлением в целях получения сжиженного природного газа под давлением, который имеет низкое содержание азота и температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF). Поток поступающего природного газа под давлением подают во фракционирующую ректификационную колонну под давлением свыше приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления). Давление исходного природного газа предпочтительно составляет свыше приблизительно 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления), и он расширяется с помощью соответствующего средства расширения до более низкого давления перед подачей его во фракционирующую ректификационную колонну. Во фракционирующей ректификационной колонне образуется поток первой жидкости, который имеет низкое содержание азота, и поток первого пара, который имеет повышенное содержание азота. После этого поток пара охлаждается для образования паровой фазы и жидкой фазы. Паровую и жидкую фазы затем подвергают разделению фаз для образования потока второго пара и потока второй жидкости. Поток второй жидкости возвращается во фракционирующую ректификационную колонну в качестве флегмы (обратного стока). Поток второго пара предпочтительно используют для охлаждения поступающего потока исходного подаваемого сырья. Поток первой жидкости отводят из установки для фракционирования как поток продукта, который имеет низкое содержание азота, температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF) и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при его температуре начала кипения или при температуре ниже точки начала кипения.
Возможно, но не обязательно, поток подаваемого исходного сырья разделяют на первый поток подаваемого исходного сырья и второй поток подаваемого исходного сырья. Первый поток подаваемого исходного сырья охлаждают посредством косвенного теплообмена с потоком, образованным в результате процесса во фракционирующей ректификационной колонне и отводимым из нее. Второй поток подаваемого исходного сырья охлаждают путем косвенного теплообмена с жидкостью, образованной в результате процесса во фракционирующей ректификационной колонне и отводимой из колонны. Первый и второй потоки подаваемого исходного сырья затем объединяют и подают во фракционирующую ректификационную колонну.
Одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что может быть получен жидкий продукт под давлением, который имеет низкое содержание азота, с помощью только одной фракционирующей ректификационной колонны, и при этом не возникает необходимости снижения давления во фракционирующей ректификационной колонне до значений, близких к атмосферному давлению, что является обычной практикой при удалении азота из сжиженного природного газа.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты при изучении нижеприведенного подробного описания и приложенного чертежа, который представляет собой принципиальную схему одного варианта осуществления данного изобретения. Чертеж не предназначен для исключения из объема изобретения других вариантов осуществления, которые являются результатом типовых и ожидаемых модификаций варианта осуществления, показанного на чертеже. Различные необходимые подсистемы, такие как клапаны, смесители для потоков жидкостей и газов, системы управления и датчики были удалены из изображения на чертеже для упрощения и ясности представленного изображения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Было установлено, что поток природного газа под давлением, содержащий метан и относительно летучий компонент, такой как азот, может быть подвергнут криогенной сепарации, и при этом необходимо только минимальное дополнительное криогенное охлаждение, чтобы получить сжиженный природный газ под давлением, который по существу свободен от азота, без снижения давления до значений, близких к атмосферному давлению.
В соответствии с данным открытием согласно настоящему изобретению предлагается способ разделения сжиженного природного газа под давлением, содержащего метан и, по меньшей мере, один компонент с высокой летучестью, такой как гелий и азот. Данный способ разделения позволяет получить сжиженный природный газ под давлением, который по существу свободен от компонента с высокой летучестью и который имеет температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF) и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре, равной температуре начала его кипения или ниже указанной температуры начала кипения. Этот богатый метаном продукт иногда в данном описании называется сжиженным природным газом под давлением ("PLNG").
Термин "точка начала кипения" в используемом в данном описании смысле относится к температуре и давлению, при которых жидкость начинает превращаться в газ. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянном давлении, но его температура увеличивается, то температура, при которой пузырьки газа начинают образовываться в сжиженном природном газе под давлением, представляет собой точку начала кипения. Аналогичным образом, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянной температуре, но давление снижается, то давление, при котором начинается образование газа, определяет точку начала кипения. В точке начала кипения сжиженный газ представляет собой насыщенную жидкость.
Первое обстоятельство, которое следует учитывать при криогенной обработке природного газа, - это загрязненность. Не подвергнутый обработке, исходный природный газ, представляющий собой сырье, пригодное для способа по настоящему изобретению, может содержать природный газ, полученный из нефтяной скважины (попутный газ), или из газовой скважины (газ, полученный из газовой залежи (непопутный)). Состав природного газа может варьироваться существенным образом. При использовании термина "природный газ" в данном описании речь идет о потоке природного газа, содержащем метан (C1) в качестве основного компонента. Как правило, природный газ также содержит этан (C2), высшие углеводороды (С3+) и незначительные количества загрязняющих примесей, таких как вода, диоксид углерода, сульфид водорода, азот, бутан, углеводороды с шестью или более атомами углерода, сорные примеси, сульфид железа, парафин и сырую нефть. Растворимость этих загрязняющих примесей меняется в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО2, вода или другие загрязняющие примеси могут образовывать твердые частицы, которые могут забивать каналы для потока в криогенных теплообменниках. Этих потенциальных затруднений можно избежать за счет удаления таких загрязняющих примесей, если ожидается использование температур, значения которых равны или ниже температуры, соответствующей такому соотношению между температурой и давлением для данной загрязняющей примеси в чистом виде, которое приводит к образованию твердых частиц. В приведенном ниже описании изобретения предполагается, что поток природного газа подвергнут соответствующей обработке для удаления сульфидов и диоксида углерода и обезвоживанию для удаления воды путем использования традиционных и хорошо известных способов с целью получения потока "нейтрального, дезодорированного, обезвоженного" природного газа. Если поток природного газа содержит тяжелые углеводороды, которые могут вымораживаться в процессе сжижения, или если нежелательно присутствие тяжелых углеводородов в сжиженном природном газе под давлением, тяжелые углеводороды могут быть удалены с помощью процесса фракционирования перед получением сжиженного природного газа под давлением. При рабочих давлениях и температурах сжиженного природного газа под давлением умеренные количества азота в природном газе могут быть допустимыми, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе с сжиженным природным газом под давлением. В данном описании предполагается, что природный газ содержит азот в количествах, достаточно больших для того, чтобы иметь основания для удаления азота по способу разделения в соответствии с данным изобретением. В данном описании изобретения предполагается, что содержание азота в потоке подаваемого исходного сырья предпочтительно находится в диапазоне от приблизительно 1 мол.% до приблизительно 15 мол.%.
Как показано на чертеже, поток 10 исходного природного газа поступает в установку для сжижения и предпочтительно разделяется на два потока 11 и 12. Поток 12 охлаждается с помощью теплообменника 30, через который циркулирует холодная жидкость из сепарационной колонны 34.
Поток 11 проходит через теплообменник 32, который находится в состоянии косвенного теплообмена с парами, отводимыми из верхней части установки 37 для разделения фаз. Термин "косвенный теплообмен" в том смысле, в котором он используется в данном описании и формуле изобретения, означает приведение двух потоков текучих сред в состояние теплообмена друг с другом без какого-либо физического контакта или смешивания текучих сред друг с другом. Потоки 11 и 12 соединяются, и объединенный поток (поток 15) пропускается через соответствующее средство 33 расширения, такое как обычный турбодетандер, с целью снижения давления и, тем самым, охлаждения потока пара перед тем, как он поступит в сепарационную колонну 34 на промежуточном уровне.
В варианте осуществления данного изобретения, показанном на чертеже, давление природного газа в потоке 10 подаваемого исходного сырья составляет свыше приблизительно 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) и предпочтительно свыше приблизительно 4827 кПа (700 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления), и этот газ предпочтительно находится при температурах ниже 40oС; однако при необходимости можно использовать другие значения давления и температуры, и при этом система может быть соответствующим образом модифицирована. Если поток 10 подаваемого исходного сырья находится под давлением ниже приблизительно 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления), давление его может быть повышено с помощью соответствующего средства сжатия (непоказанного), которое может быть выполнено в виде одного или более компрессоров. Однако следует понимать, что детандер 33 не является существенным элементом изобретения. Если давление потока 10 подаваемого исходного сырья меньше 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления), и данный поток находится под давлением, равным или близким к давлению, которое необходимо создать для потока 20 продукта, поток 10 подаваемого исходного сырья может быть подан во фракционирующую ректификационную колонну 34 без пропускания его через средство 33 расширения.
Колонна 34 представляет собой типовую дистилляционную колонну, содержащую тарелки и/или насадку, которые обеспечивают необходимый контакт между жидкостями, проходящими вниз, и парами, поднимающимися вверх. Сепарационная колонна предпочтительно работает при давлениях, находящихся в интервале от приблизительно 1380 кПа (200 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления) до приблизительно 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления). Сепарационная колонна 34 обеспечивает разделение потока 19 пара, обогащенного азотом, и потока 20 жидкости, обогащенного метаном. Поток 20 жидкости выходит из сепарационной колонны при температуре свыше приблизительно -112oС и давлении, достаточном для того, чтобы жидкость находилась при температуре, равной или ниже температуры начала ее кипения. После этого жидкость направляют в подходящий резервуар, такой как неподвижный резервуар для хранения, или в транспортное средство, такое как судно, грузовой автомобиль или железнодорожный вагон для транспортировки сжиженного природного газа под давлением.
Поток 19 пара, выходящий из верхней части установки 34 для фракционирования, предназначенной для отвода азота, содержит метан, азот и другие легкие компоненты, такие как гелий и водород. Поток 19 пара проходит через теплообменник 35, охлаждение которого происходит с помощью холодильной установки 36 с замкнутым циклом. Данное изобретение не ограничено каким-либо типом теплообменника, но по экономическим соображениям предпочтительны ребристые пластинчатые теплообменники, теплообменники со спиральными трубами и регенеративные камерные теплообменники, при этом все теплообменники обеспечивают охлаждение путем косвенного теплообмена. Холодильная установка 36 может представлять собой любую обычную холодильную установку с замкнутым циклом, пригодную для конденсации значительной части потока 19 пара. Холодильная установка может содержать один или более из следующих (холодильных агентов): пропан, пропилен, этан, этилен, диоксид углерода, метан, азот или какой-либо другой пригодный холодильный агент. Холодильная установка 36 предпочтительно представляет собой многокомпонентную холодильную установку с замкнутым циклом, которая хорошо известна обычным специалистам в данной области техники как средство охлаждения путем косвенного теплообмена. Охлажденный поток, выходящий из теплообменника 35, проходит в установку 37 для разделения фаз, в которой образуется поток 23 пара, отводимый из верхней части установки для разделения и обогащенный азотом, и поток 22 жидкости, которая возвращается обратно в качестве флегмы в сепарационную колонну 34. Поток 23 пара пропускается через теплообменник 32 для охлаждения потока 11 подаваемого исходного сырья и для отвода холода из потока 23 пара. После выхода из теплообменника 32 поток пара пригоден для использования в качестве топливного газа для турбин, которые приводят в действие используемые в данном процессе компрессоры и насосы, или поток пара может быть подвергнут дополнительной обработке для рекуперации и улавливания годного для реализации азота и/или гелия.
При хранении, транспортировке и погрузочно-разгрузочных операциях, связанных с сжиженным природным газом, может иметь место значительное "выпаривание". Способ по данному изобретению в возможном варианте, но не обязательно, может обеспечить повторное сжижение таких паров, выделившихся при испарении (кипении) (boil-off vapors), а также удаление азота, содержащегося в парах, выделившихся при испарении. Основной источник азотной примеси в парах, выделившихся при испарении, - это тот азот, который содержится в сжиженном природном газе, представляющем собой источник образования паров, выделившихся при испарении. Азот, более летучий по сравнению с сжиженным природным газом, мгновенно испаряется в первую очередь и концентрируется в парах, выделившихся при испарении. Например, сжиженный природный газ, содержащий 0,3 мольного процента N2, может образовать пар, содержащий приблизительно 3 мольных процента N2. При более высоких температурах и давлении сжиженного природного газа под давлением азот мгновенно испаряется еще более быстро по сравнению с обычным сжиженным природным газом, находящимся под атмосферным или близким к атмосферному давлением.
Как показано на чертеже, пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены в процесс по изобретению с помощью потока 17. Несмотря на то, что на чертеже показано введение потока 17 паров, выделившихся при испарении, в обрабатываемый поток в точке между детандером 33 и фракционирующей ректификационной колонной 34, в свете идей данного изобретения для специалиста в данной области техники очевидно, что пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены в любом месте в данном процессе до того, как поток подаваемого исходного сырья будет введен в колонну 34, и, кроме того, пары, выделившиеся при испарении, могут быть введены непосредственно в колонну 34. Пары, выделившиеся при испарении и вводимые в процесс разделения по данному изобретению, должны находиться под давлением, равным или близким к давлению потока, в который вводятся пары, выделившиеся при испарении. В зависимости от давления паров, выделившихся при испарении, может потребоваться регулирование давления этих паров с помощью компрессора с целью увеличения их давления или расширение этих паров с целью снижения их давления с тем, чтобы это давление стало равным или близким к давлению потока, в который вводятся пары, выделившиеся при испарении.
Пример.
Было выполнено моделирование баланса массы и энергии с целью иллюстрирования варианта осуществления, показанного на чертеже, и результаты приведены ниже в таблице. Данные, представленные в таблице, приведены для того, чтобы обеспечить лучшее понимание варианта осуществления, показанного на чертеже, но не следует рассматривать изобретение как ограниченное ими без необходимости. Температуры и расходы не следует рассматривать как ограничения изобретения, которое может иметь множество вариантов с точки зрения значений температур и расходов, принимая во внимание изложенные здесь соображения.
Данные были получены путем использования имеющейся на рынке программы моделирования процессов, называемой HYSYSТМ (продается фирмой Hyprotech Ltd. , Калгари, Канада); однако для получения данных могут быть использованы другие имеющиеся на рынке программы моделирования процессов, включая, например, HYSIMТМ, PROIIТМ и ASPEN PLUSТМ, которые известны обычным специалистам в данной области техники.
Данный пример иллюстрирует преимущество настоящего изобретения при получении сжиженного природного газа под давлением с уменьшенным содержанием азота в одной колонне без снижения давления в процессе до значений, близких к атмосферному давлению, что, как правило, практикуется в обычных установках для отвода азота.
Для специалиста в данной области техники, в частности для того, кто ознакомится с идеями данного изобретения, очевидны многие модификации и варианты реализации конкретных процессов, описанных выше. Например, в соответствии с изобретением можно использовать множество значений температур и давлений в зависимости от конструкции установки в целом и состава подаваемого исходного газа. Кроме того, ряд агрегатов для охлаждения подаваемого исходного газа может быть дополнен или реконфигурирован в зависимости от общих требований к конструкции для достижения оптимального и эффективного заданного теплообмена. Как было рассмотрено выше, конкретные раскрытые варианты осуществления и примеры не должны использоваться для ограничения объема изобретения, который следует определять исходя из нижеприведенных пунктов формулы изобретения и их эквивалентов.

Claims (9)

1. Способ получения сжиженного природного газа под давлением, имеющего низкое содержание компонента, более летучего по сравнению с метаном, из потока подаваемого природного газа, представляющего собой исходное сырье и содержащего более летучий компонент, включающий следующие стадии:
(а) подачу потока исходного сырья в установку для фракционирования для образования первой жидкости, имеющей низкое содержание летучего компонента, первого пара с повышенным содержанием летучего компонента;
(b) охлаждение первого пара для образования паровой фазы и жидкой фазы;
(с) разделение паровой фазы и жидкой фазы со стадии (b) с образованием потока второго пара и потока второй жидкости;
(d) возврат потока второй жидкости в установку для фракционирования в качестве флегмы и
(е) отвод из установки для фракционирования первой жидкости в качестве потока жидкого продукта, который имеет низкое содержание летучего компонента, температуру свыше приблизительно -112°С (-170°F) и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала кипения.
2. Способ по п.1, при котором летучий компонент представляет собой азот.
3. Способ по п.1, при котором летучий компонент представляет собой гелий.
4. Способ по п.1, при котором перед введением потока подаваемого исходного сырья в установку для фракционирования в поток исходного сырья вводят выделившиеся пары, образующиеся в результате испарения сжиженного природного газа.
5. Способ по п.1, при котором перед введением потока подаваемого исходного сырья в установку для фракционирования расширяют поток подаваемого исходного сырья для уменьшения его температуры и давления.
6. Способ по п.5, при котором поток подаваемого исходного сырья имеет давление свыше приблизительно 4137 кПа (600 фунтов на кв. дюйм абсолютного давления).
7. Способ по п.1, при котором способ дополнительно включает в себя стадию использования потока второго пара для охлаждения потока подаваемого исходного сырья перед стадией (а).
8. Способ по п.1, при котором содержание азота в потоке подаваемого исходного сырья находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 15 мол.% азота.
9. Способ получения сжиженного природного газа под давлением, имеющего низкое содержание компонента, более летучего по сравнению с метаном, из потока подаваемого природного газа, представляющего собой исходное сырье и содержащего более летучий компонент, включающий следующие стадии:
(а) охлаждение одной части потока подаваемого природного газа путем косвенного теплообмена с потоком пара, образованного в результате процесса в установке для фракционирования и отводимого из нее;
(b) охлаждение второй части потока подаваемого природного газа путем косвенного теплообмена с потоком жидкости, образованной в результате процесса в установке для фракционирования и отводимой из этой установки;
(с) объединение охлажденных потоков подаваемого исходного сырья по стадиям (а) и (b);
(d) расширение объединенного потока подаваемого исходного сырья для уменьшения его температуры и давления;
(е) подачу расширенного потока исходного сырья в установку для фракционирования с образованием потока первой жидкости, имеющего низкое содержание летучего компонента, и потока первого пара с повышенным содержанием летучего компонента;
(f) охлаждение потока первого пара для образования паровой фазы и жидкой фазы;
(g) разделение паровой фазы и жидкой фазы со стадии (f) с образованием потока второго пара и потока второй жидкости;
(h) возврат потока второй жидкости в установку для фракционирования в качестве флегмы;
(i) использование потока второго пара для охлаждения потока подаваемого исходного сырья на стадии (а) и
(j) отвод из установки для фракционирования первой жидкости в качестве потока продукта, который имеет низкое содержание летучего компонента, температуру свыше приблизительно -112°С (-170°F) и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала кипения.
RU2001113730/06A 1998-10-22 1999-10-22 Способ удаления летучих компонентов из природного газа RU2224961C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10528398P 1998-10-22 1998-10-22
US60/105,283 1998-10-22

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001113730A RU2001113730A (ru) 2003-02-20
RU2224961C2 true RU2224961C2 (ru) 2004-02-27

Family

ID=22304974

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001113730/06A RU2224961C2 (ru) 1998-10-22 1999-10-22 Способ удаления летучих компонентов из природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6223557B1 (ru)
AR (1) AR020929A1 (ru)
AU (1) AU763813B2 (ru)
CA (1) CA2347554A1 (ru)
CO (1) CO5100987A1 (ru)
DZ (1) DZ2920A1 (ru)
EG (1) EG22136A (ru)
MY (1) MY117066A (ru)
PE (1) PE20000820A1 (ru)
RU (1) RU2224961C2 (ru)
TN (1) TNSN99194A1 (ru)
WO (1) WO2000023756A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2449144C1 (ru) * 2010-09-30 2012-04-27 Виктор Алексеевич Белоусов Газотурбинная энергетическая установка с рекуперацией тепла
RU2514804C2 (ru) * 2008-11-06 2014-05-10 Линде Акциенгезелльшафт Способ удаления азота
RU2575337C2 (ru) * 2010-08-24 2016-02-20 Линде Акциенгезелльшафт Способ отделения азота из природного газа
RU2671253C2 (ru) * 2013-07-11 2018-10-30 Линде Акциенгезелльшафт Способ удаления кислотных газов из природного газа

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6205813B1 (en) * 1999-07-01 2001-03-27 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane
FR2804751B1 (fr) * 2000-02-09 2002-06-14 Air Liquide Procede et installation de liquefaction du vaporisat resultant de l'evaporation de gaz naturel liquefie
TW561230B (en) 2001-07-20 2003-11-11 Exxonmobil Upstream Res Co Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
US7237391B1 (en) 2003-07-10 2007-07-03 Atp Oil & Gas Corporation Method for processing and transporting compressed natural gas
US7155918B1 (en) 2003-07-10 2007-01-02 Atp Oil & Gas Corporation System for processing and transporting compressed natural gas
US7240498B1 (en) 2003-07-10 2007-07-10 Atp Oil & Gas Corporation Method to provide inventory for expedited loading, transporting, and unloading of compressed natural gas
US7240499B1 (en) 2003-07-10 2007-07-10 Atp Oil & Gas Corporation Method for transporting compressed natural gas to prevent explosions
US7234322B2 (en) * 2004-02-24 2007-06-26 Conocophillips Company LNG system with warm nitrogen rejection
DE102005010053A1 (de) * 2005-03-04 2006-09-07 Linde Ag Helium-Gewinnung bei LNG-Anlagen
US20070130991A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Liquefaction of associated gas at moderate conditions
KR100804965B1 (ko) * 2007-01-17 2008-02-20 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 추진 장치 및 방법
AU2007345353B2 (en) * 2007-01-19 2013-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US7883569B2 (en) * 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
US20080314079A1 (en) * 2007-06-19 2008-12-25 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen Rejection Column Reboiler Configuration
US7695701B2 (en) * 2008-03-07 2010-04-13 Du Pont Process for treating acid gas in staged furnaces with inter-stage heat recovery
US20090226364A1 (en) * 2008-03-07 2009-09-10 E. I. Du Pont De Nemours And Company Process for treating acid gas in staged furnaces with inter-stage heat recovery and inter-stage sulfur production
CA2734853A1 (en) * 2008-10-07 2010-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Helium recovery from natural gas integrated with ngl recovery
MX2011010404A (es) * 2009-04-20 2011-10-24 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos.
JP5730302B2 (ja) * 2009-07-21 2015-06-10 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ 多相炭化水素流の処理方法及びそのための装置
SG178261A1 (en) 2009-09-09 2012-03-29 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
MX338688B (es) 2010-01-22 2016-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Eliminacion de gases acidos de una corriente de gas, con captura y secuestro de co2.
CA2786498C (en) 2010-02-03 2018-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
US9829246B2 (en) 2010-07-30 2017-11-28 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
CA2925404C (en) 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
CN105722572B (zh) 2013-12-06 2017-08-22 埃克森美孚上游研究公司 用喷射组件分离烃和杂质的方法和装置
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
CN105723171B (zh) 2013-12-06 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 采用加热设施使固体粘合不稳定和/或防止固体粘合的分离烃和污染物的方法和装置
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
CA2855383C (en) 2014-06-27 2015-06-23 Rtj Technologies Inc. Method and arrangement for producing liquefied methane gas (lmg) from various gas sources
EP3029017A1 (de) * 2014-12-05 2016-06-08 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Anlage zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen
MX2017008683A (es) 2015-02-27 2017-10-11 Exxonmobil Upstream Res Co Reduccion de carga de refrigeracion y deshidratacion para una corriente de alimentacion que entra a un proceso de destilacion criogenica.
CA2903679C (en) 2015-09-11 2016-08-16 Charles Tremblay Method and system to control the methane mass flow rate for the production of liquefied methane gas (lmg)
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
US11255603B2 (en) 2015-09-24 2022-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
WO2017172321A1 (en) 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2916888A (en) 1955-12-29 1959-12-15 Phillips Petroleum Co Hydrocarbon purification process
US3298805A (en) 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1208196A (en) 1967-12-20 1970-10-07 Messer Griesheim Gmbh Process for the liquifaction of nitrogen-containing natural gas
DE2022954C3 (de) 1970-05-12 1978-05-18 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur Zerlegung von stickstoffhaltigem Erdgas
CH545219A (de) 1971-11-17 1973-12-15 Sulzer Ag Verfahren und Anlage zur Deckung von Stickstoffverlusten und zur Wiederverflüssigung von verdampften Erdgasanteilen in Tankschiffen
US3830180A (en) 1972-07-03 1974-08-20 Litton Systems Inc Cryogenic ship containment system having a convection barrier
US3874184A (en) 1973-05-24 1975-04-01 Phillips Petroleum Co Removing nitrogen from and subsequently liquefying natural gas stream
DE2734080A1 (de) 1977-07-28 1979-02-15 Linde Ag Verfahren zum abtrennen von methan aus einem methanhaltigen rohgas
US4172711A (en) 1978-05-12 1979-10-30 Phillips Petroleum Company Liquefaction of gas
US4230649A (en) * 1978-06-12 1980-10-28 The Firestone Tire & Rubber Company Apparatus and method for continuous tread production
US4225329A (en) 1979-02-12 1980-09-30 Phillips Petroleum Company Natural gas liquefaction with nitrogen rejection stabilization
US4411677A (en) 1982-05-10 1983-10-25 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection from natural gas
US4451275A (en) 1982-05-27 1984-05-29 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection from natural gas with CO2 and variable N2 content
US4504295A (en) 1983-06-01 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection from natural gas integrated with NGL recovery
US4592767A (en) 1985-05-29 1986-06-03 Union Carbide Corporation Process for separating methane and nitrogen
US4664686A (en) 1986-02-07 1987-05-12 Union Carbide Corporation Process to separate nitrogen and methane
US4675037A (en) 1986-02-18 1987-06-23 Air Products And Chemicals, Inc. Apparatus and method for recovering liquefied natural gas vapor boiloff by reliquefying during startup or turndown
US4662919A (en) 1986-02-20 1987-05-05 Air Products And Chemicals, Inc. Nitrogen rejection fractionation system for variable nitrogen content natural gas
US4732598A (en) 1986-11-10 1988-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for nitrogen rejection from natural gas
US4805413A (en) 1988-03-10 1989-02-21 Kerr-Mcgee Corporation Process for cryogenically separating natural gas streams
US4970867A (en) 1989-08-21 1990-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders
US5036671A (en) 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
US5051120A (en) 1990-06-12 1991-09-24 Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation Feed processing for nitrogen rejection unit
US5120338A (en) 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5257505A (en) 1991-04-09 1993-11-02 Butts Rayburn C High efficiency nitrogen rejection unit
US5375422A (en) 1991-04-09 1994-12-27 Butts; Rayburn C. High efficiency nitrogen rejection unit
FR2682964B1 (fr) 1991-10-23 1994-08-05 Elf Aquitaine Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane.
DE4237620A1 (de) 1992-11-06 1994-05-11 Linde Ag Verfahren zur Gewinnung von hochreinem flüssigen Methan
JP2959947B2 (ja) * 1994-02-28 1999-10-06 信越石英株式会社 原料ガス供給方法及び装置
DE4440407C1 (de) 1994-11-11 1996-04-04 Linde Ag Verfahren zum Gewinnen einer Ethan-reichen Fraktion zum Wiederauffüllen eines Ethan-enthaltenden Kältekreislaufs eines Verfahrens zum Verflüssigen einer kohlenwasserstoffreichen Fraktion
NO180469B1 (no) 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5505049A (en) 1995-05-09 1996-04-09 The M. W. Kellogg Company Process for removing nitrogen from LNG
US5537827A (en) 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
US5524456A (en) * 1995-10-20 1996-06-11 Public Service Marine Inc. Pressure tank recycle system
US5611216A (en) 1995-12-20 1997-03-18 Low; William R. Method of load distribution in a cascaded refrigeration process
FR2752050B1 (fr) * 1996-08-05 1998-09-11 Air Liquide Procede et installation de reliquefaction d'helium gazeux
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US5802871A (en) 1997-10-16 1998-09-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for nitrogen removal from natural gas

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2514804C2 (ru) * 2008-11-06 2014-05-10 Линде Акциенгезелльшафт Способ удаления азота
RU2575337C2 (ru) * 2010-08-24 2016-02-20 Линде Акциенгезелльшафт Способ отделения азота из природного газа
RU2449144C1 (ru) * 2010-09-30 2012-04-27 Виктор Алексеевич Белоусов Газотурбинная энергетическая установка с рекуперацией тепла
RU2671253C2 (ru) * 2013-07-11 2018-10-30 Линде Акциенгезелльшафт Способ удаления кислотных газов из природного газа

Also Published As

Publication number Publication date
CA2347554A1 (en) 2000-04-27
WO2000023756A1 (en) 2000-04-27
AU1314500A (en) 2000-05-08
TNSN99194A1 (fr) 2001-12-31
EG22136A (en) 2002-08-30
AU763813B2 (en) 2003-07-31
US6223557B1 (en) 2001-05-01
MY117066A (en) 2004-04-30
CO5100987A1 (es) 2001-11-27
AR020929A1 (es) 2002-06-05
PE20000820A1 (es) 2000-10-04
DZ2920A1 (fr) 2004-03-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2224961C2 (ru) Способ удаления летучих компонентов из природного газа
RU2215952C2 (ru) Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
RU2204094C2 (ru) Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
US3205669A (en) Recovery of natural gas liquids, helium concentrate, and pure nitrogen
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
US9644889B2 (en) System for incondensable component separation in a liquefied natural gas facility
US3721099A (en) Fractional condensation of natural gas
RU2491487C2 (ru) Способ сжижения природного газа с улучшенным извлечением пропана
KR20100039353A (ko) Ｌｎｇ를 생산하는 방법 및 시스템
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
GB2146751A (en) Separation of hydrocarbon mixtures
MXPA99011351A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
MXPA99011348A (es) Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural

Legal Events

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

Effective date: 20061023