RU2228486C2 - Способ транспортировки сжиженного природного газа - Google Patents

Способ транспортировки сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2228486C2
RU2228486C2 RU2001113736/06A RU2001113736A RU2228486C2 RU 2228486 C2 RU2228486 C2 RU 2228486C2 RU 2001113736/06 A RU2001113736/06 A RU 2001113736/06A RU 2001113736 A RU2001113736 A RU 2001113736A RU 2228486 C2 RU2228486 C2 RU 2228486C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
stream
gas
flow
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2001113736/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2001113736A (ru
Inventor
Е. Лоуренс КИМБЛ III (US)
Е. Лоуренс КИМБЛ III
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 RU2001113736A publication Critical patent/RU2001113736A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2228486C2 publication Critical patent/RU2228486C2/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
    • 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
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • 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
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0208—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—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
    • F25J1/0219—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • 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
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution
    • 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

Abstract

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. В способе транспортировки газа подают газ в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе, регулируют давление на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода, сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере. В способе транспортировки сжиженного природного газа (а) охлаждают, по меньшей мере, часть потока богатого метанолом газа посредством пропускания этой части через, по меньшей мере, один теплообменник, охлаждаемый с помощью холодильной установки с замкнутым циклом, (b) дополнительно охлаждают подаваемый поток за счет расширения его в трубопроводе при снижении давления, (с) сжижают охлажденный газ операции (b) в установке для сжижения для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения. В способе снижения природного газа (второй вариант) сжижают поток природного газа, имеющего температуру от приблизительно -29°С до приблизительно -73°С и давление в диапазоне от приблизительно 1380 кПа до приблизительно 6895 кПа, (а) вводят поток природного газа под давлением в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара, (b) регулируют давления потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз в операции (1), (с) подают поток жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз, (d) пропускают первый поток пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара, (е) сжимают и охлаждают первый поток пара, (f) пропускают сжатый первый поток пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара, (g) пропускают сжатый поток пара через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени, (h) расширяют поток пара операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры, (i) подают расширенный поток во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости, (j) возвращают второй поток пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки, (k) расширяют второй поток жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры, (l) подают второй поток жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, (m) пропускают третий поток пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике и (n) пропускают третий поток пара через третий теплообменник, сжимают третий поток пара до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждают сжатый третий поток пара и пропускают охлажденный сжатый третий поток пара через третий теплообменник и подают сжатый третий поток пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки. 3 с. и 17 з.п.ф-лы, 2 ил., 2 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится в целом к способу транспортировки природного газа и, более точно, к способу транспортировки природного газа по трубопроводу к установке для сжижения, в которой получают сжиженный природный газ под давлением, предназначенный для дальнейшей транспортировки.
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 рынков сбыта газа. Иногда имеется трубопровод для транспортирования поставляемого природного газа на рынок сбыта. Несмотря на то, что транспортировка газа с помощью трубопровода обычно осуществляется на довольно большие расстояния, она не создает проблем в том случае, когда приходится транспортировать газ только по суше. Однако во многих случаях источник природного газа отделен от соответствующего рынка большими массами воды. В том случае, когда транспортировку по трубопроводам, невозможно осуществить, поставляемый природный газ часто перерабатывают в сжиженный природный газ для транспортировки на рынок. Установки для сжижения иногда расположены в месте нахождения источника сжиженного природного газа, однако установки для получения сжиженного природного газа часто размещены в портах, из которых сжиженный газ доставляют на внешние рынки.
Одним из отличительных признаков систем транспортировки природного газа является потребность в больших капитальных вложениях. Трубопроводы, установки, используемые для сжижения природного газа, и суда, предназначенные для транспортировки сжиженного природного газа, являются довольно дорогими. Материалы для трубопроводов могут быть сравнительно дорогими, и затраты на строительство и монтаж трубопроводов могут быть также высокими, и, кроме того, для транспортировки газа по трубопроводу необходимы компрессоры для газов и холодильные установки. Завод по сжижению природного газа включает несколько базовых систем, включая системы обработки газа для удаления примесей, установки для сжижения, холодильное оборудование, энергоустановки и оборудование для хранения и погрузки на суда. Проектирование, создание и эксплуатация таких систем могут привести к значительному увеличению затрат на транспортировку природного газа. Эти системы могут сделать транспортировку природного газа в некоторых регионах мира экономически нецелесообразной из-за слишком высоких затрат.
Разработка месторождений природного газа в арктических регионах, таких как газовые и нефтяные месторождения в штате Аляска, создает особые серьезные проблемы. Нужно учитывать то, что трубопроводы для транспортировки природного газа необходимо закапывать в замерзшую почву или в вечную мерзлоту. Если по таким трубопроводам осуществляется транспортировка газа при температурах свыше 0°С, замерзший грунт, в который закопаны трубопроводы, в конце концов будет оттаивать, и возникающие в результате этого осаждение или вспучивание грунта могут привести к авариям на трубопроводе. Соответственно, сохранение замерзшего грунта или вечной мерзлоты - это основная задача для тех людей, которые строят и эксплуатируют трубопроводы, не только для защиты окружающей среды, но также для сведения к минимуму повреждений и аварий на трубопроводах.
Были предложены различные системы трубопроводов для транспортировки природного газа в арктических условиях. В патенте США №4192655 описан пример трубопроводной системы для транспортировки природного газа на большие расстояния в арктических зонах по трубопроводу к установке для сжижения в порту. В этом патенте предлагается использовать трубопровод, имеющий ряд секций, расположенных последовательно, с промежуточными компрессорными станциями. Давление и температура газа на входе в каждую секцию трубопровода таковы, что падение давления газа в каждую секцию вызывает снижение температуры газа, и этот низкотемпературный газ используется для повторного охлаждения газа, нагретого в результате сжатия, до того, как он поступит в следующую секцию трубопровода. В указанном патенте предложено транспортировать газ при начальном давлении от 7500 кПа до 15000 кПа и при исходной температуре ниже -10°С. Газ, выходящий из последней секции трубопровода, может иметь температуру -45,2°С или ниже. При осуществлении процесса сжижения в установке по сжижению, расположенной у конца последней секции трубопровода, можно воспользоваться преимуществами наличия этой низкой температуры. Из установки по сжижению сжиженный газ закачивается в танкеры для транспортировки на рынок.
Для транспортировки потребителю с помощью судов требуются обычные процессы сжижения газа, в результате которых получают сжиженный продукт, температура которого составляет ниже приблизительно -156,7°С. В результате больше газа потребляется в процессах удаления СО2, сжижения газа и повторной регазификации жидкости, тем самым меньше газа может быть поставлено потребителю в качестве продукта. Кроме того, при транспортировке газа к установкам для сжижения по обычным стальным трубопроводам фактически используемое рабочее давление в обычных трубопроводах ограничено значениями давления в диапазоне от 6895 кПа до 15860 кПа, следовательно, требуется использовать станции повторного сжатия газа вдоль трассы трубопровода. Станции повторного сжатия потребляют дополнительное топливо, и, проходя через них, газ в трубопроводе получает дополнительное тепло сжатия, так что газ, поступающий в установку для сжижения, будет находиться при более высокой температуре по сравнению с температурой, которую бы имел газ, если бы повторное сжатие не требовалось.
В данной отрасли существует постоянная необходимость в усовершенствовании способа транспортировки природного газа, который обеспечивает сведение к минимуму количество оборудования, требуемого для обработки, и общее потребление энергии. Путем снижения суммарных затрат на транспортировку природного газа на большие расстояния можно добиться увеличения количества газа, доступного для использования потребителями.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Технической задачей настоящего изобретения явилось создание упрощенного и дешевого способа транспортировки газа.
Данная техническая задача решается за счет того, что согласно изобретению в способе транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном,
(a) подают газ в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе,
(b) регулируют давление на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода,
(c) сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и
(d) дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере.
Предпочтительно газ, выходящий из трубопровода, имеет температуру в интервале от приблизительно -29°С до приблизительно -73°С и давление в диапазоне от приблизительно 3450 кПа до 10340 кПа.
Предпочтительно температура газа находится в интервале от приблизительно -29°С до приблизительно -62°С.
Предпочтительно давление газа находится в диапазоне от 3450 кПа до 4137 кПа.
Предпочтительно перед операцией (а) дополнительно сжимают газ до заданного давления и после этого охлаждают газ с помощью холодильной установки с замкнутым циклом.
Предпочтительно после операции (b) и до операции (с) дополнительно охлаждают газ, выходящий из трубопровода.
Предпочтительно дополнительное охлаждение включает охлаждение выходящего газа с помощью холодильной установки с замкнутым циклом и последующее расширение газа, охлажденного с помощью холодильной установки с замкнутым циклом, для снижения давления и дополнительного снижения температуры.
Предпочтительно газ является природным газом.
Предпочтительно газ, выходящий из трубопровода, по существу является свободным от диоксида углерода.
Предпочтительно для сжижения выходящего из трубопровода газа при операции (с)
(a) вводят газ, выходящий из трубопровода, в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара,
(b) регулируют давление потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз по операции (1),
(c) подают поток жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз,
(d) пропускают первый поток пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара,
(e) сжимают и охлаждают первый поток пара,
(f) пропускают сжатый и охлажденный первый поток пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара,
(g) пропускают сжатый первый поток пара при операции (f) через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени,
(h) расширяют поток пара при операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры,
(i) подают расширенный поток во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости,
(j) возвращают второй поток пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки,
(k) расширяют второй поток жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры,
(1) подают второй поток жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения,
(m) пропускают третий поток пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике, и
(n) пропускают третий поток пара через третий теплообменник, сжимают третий поток пара до создания давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждают сжатый третий поток пара и пропускают охлажденный сжатый третий поток пара через третий теплообменник и подают сжатый третий поток пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
Предпочтительно дополнительно охлаждают первый поток пара на операции (е) посредством косвенного теплообмена с водой или воздухом.
Предпочтительно дополнительно после пропускания третьего потока пара при операции (n) через третий теплообменник отводят часть третьего потока пара в качестве топлива.
Предпочтительно дополнительно отводят часть второго потока пара при операции (с) и пропускают отведенный поток пара через второй теплообменник и третий теплообменник для нагрева отведенного потока пара и удаляют нагретый отведенный поток пара в качестве топлива.
Предпочтительно перед операцией (а) дополнительно охлаждают поток газа, выходящего из трубопровода.
Предпочтительно поток газа содержит метан и углеводородные компоненты, более тяжелые по сравнению с метаном, и при котором перед операцией (а) дополнительно удаляют большую часть более тяжелых углеводородов посредством фракционирования.
Предпочтительно дополнительно вводят в третий поток пара пар под давлением, образовавшийся в результате испарения сжиженного природного газа.
Предпочтительно пар, выделившийся при испарении и находящийся под давлением, имеет давление выше 1723,7 кПа и температуру выше -112°С.
Техническая задача изобретения также решается за счет того, что согласно изобретению в способе сжижения природного газа, богатого метаном, под давлением,
(а) охлаждают, по меньшей мере, часть потока богатого метаном газа посредством пропускания этой части через, по меньшей мере, один теплообменник, охлаждаемый с помощью холодильной установки с замкнутым циклом,
(b) дополнительно охлаждают подаваемый поток за счет расширения его в трубопроводе при снижении давления,
(с) сжижают охлажденный газ операции (b) в установке для сжижения для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения.
Техническая задача, кроме того, решается за счет того, что согласно изобретению в способе сжижения природного газа, богатого метаном, под давлением, имеющего температуру от приблизительно -29°С до приблизительно -73°С и давление в диапазоне от приблизительно 1380 кПа до приблизительно 6895 кПа,
(а) вводят поток природного газа под давлением в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара,
(b) регулируют давления потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз в последующей операции (1),
(c) подают поток жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз,
(d) пропускают первый поток пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара,
(e) сжимают и охлаждают первый поток пара,
(f) пропускают сжатый первый поток пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара,
(g) пропускают сжатый поток пара через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени,
(h) расширяют поток пара операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры,
(i) подают расширенный поток во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости,
(j) возвращают второй поток пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки,
(k) расширяют второй поток жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры,
(l) подают второй поток жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения,
(m) пропускают третий поток пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике, и
(n) пропускают третий поток пара через третий теплообменник, сжимают третий поток пара до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждают сжатый третий поток пара и пропускают охлажденный сжатый третий поток пара через третий теплообменник и подают сжатый третий поток пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
Предпочтительно дополнительно перед операцией (а) расширяют поток газа под давлением до более низкого давления для образования потока газа и жидкого продукта, имеющего температуру от приблизительно -112°С до приблизительно -73°С.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны при изучении нижеприведенного подробного описания и приложенных фигур.
Фиг.1 представляет собой принципиальную схему одного варианта осуществления способа сжижения согласно изобретению.
Фиг.2 представляет собой принципиальную схему второго варианта осуществления способа сжижения согласно изобретению.
На фигурах представлены два варианта осуществления способа согласно изобретению. Фигуры не предназначены для исключения из объема изобретения других вариантов осуществления, которые являются результатом обычных и ожидаемых модификаций данных конкретных вариантов осуществления. Различные необходимые подсистемы, такие как клапаны, системы управления, датчики, зажимы и опорные конструкции для вертикальных труб, были удалены из фигур для упрощения и ясности представленного изображения.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ транспортировки природного газа на большое расстояние, при этом сначала природный газ подают по трубопроводу, а затем сжижают газ в установке для сжижения для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру свыше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре начала его кипения или при температуре ниже точки начала кипения. Этот богатый метаном продукт иногда в данном описании называется сжиженным природным газом под давлением. Термин “точка начала кипения” 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 смесь представляет собой насыщенную жидкость.
Способ как процесс сжижения газа согласно изобретению требует меньших энергозатрат для транспортировки газа по трубопроводу и последующего сжижения природного газа в установке для сжижения по сравнению со способами, используемыми в прошлом, и оборудование, используемое для реализации способа по данному изобретению, может быть изготовлено из менее дорогих материалов. Напротив, способы согласно предшествующему техническому уровню, позволяющие получать обычный сжиженный природный газ, находящийся под атмосферным давлением и имеющий температуру всего -160°С, требуют использования технологического оборудования, изготовленного из дорогостоящих материалов, чтобы обеспечить безопасную эксплуатацию. Изобретение в особенности пригодно для использования в арктических условиях, но изобретение также можно использовать в теплых климатических зонах.
Количество энергии, необходимое для сжижения природного газа при реализации данного изобретения, существенно меньше по сравнению с количеством энергии, потребляемым при работе обычной установки для сжижения природного газа, которая обеспечивает получение сжиженного природного газа, находящегося под атмосферным давлением и имеющего температуру приблизительно -160°С. Уменьшение количества энергии, необходимого для выработки необходимого искусственного холода для способа согласно изобретению, приводит к существенному снижению капитальных затрат, пропорционально более низким эксплуатационным расходам и повышенной эффективности и надежности, обеспечивая значительное улучшение экономических показателей процесса получения сжиженного природного газа.
Как показано на фиг. 1, подаваемый газ, представляющий собой исходное сырье и полученный из резервуара для природного газа, из попутного газа при добыче нефти или из какого-либо другого источника, подается в виде потока 5 в зону 45 сжатия, содержащую один или более компрессоров. Несмотря на то, что это не показано на фиг. 1, перед подачей исходного газа к компрессорам его обычно подвергают обработке для удаления загрязняющих примесей.
Первое обстоятельство, которое следует учитывать при криогенной обработке природного газа, это загрязненность. Не подвергнутый обработке исходный природный газ, представляющий собой сырье, пригодное для способа согласно 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 изменяться 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 (С2), 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 СO2, вода или другие загрязняющие примеси могут образовывать твердые частицы, которые могут забивать каналы для потока в криогенных теплообменниках. Таких потенциальных затруднений можно избежать за счет удаления загрязняющих примесей, если ожидается наличие условий для данной загрязняющей примеси в чистом виде, при которых соотношение между температурой и давлением на границах раздела фаз приводит к образованию твердой фазы. В приведенном ниже описании изобретения предполагается, что поток природного газа, подаваемого в зону 45 сжатия, подвергнут соответствующей обработке для устранения неприемлемо высоких уровней содержания сульфидов и диоксида углерода и обезвоживанию для удаления воды путем использования традиционных и хорошо известных способов для 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 сжижением природного газа. 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.
После сжатия в зоне 45 сжатия природный газ предпочтительно пропускают через концевой холодильник 46 для охлаждения потока газа за счет косвенного теплообмена до того, как газ поступит в трубопровод 47. Концевой холодильник 46 может представлять собой любую обычную холодильную установку, которая обеспечивает охлаждение природного газа до температуры ниже приблизительно -1,1°С для тех случаев применения, при которых трубопровод закопан в замерзший грунт или в вечную мерзлоту. Концевой холодильник 46 предпочтительно содержит комбинацию теплообменников с воздушным охлаждением или с водяным охлаждением и обычной холодильной установки с замкнутым циклом и пропаном в качестве холодильного агента.
Природный газ сжимается с помощью зоны 45 сжатия до создания давления, достаточного для получения заранее заданных давления и температуры на выходе трубопровода (поток 7). Давление природного газа на входе в трубопровод (поток 6) регулируется таким образом, что снижение температур природного газа вызывается эффектом Джоуля-Томсона, обусловленным падением давления в трубопроводе. Давление газа на входе в трубопровод может быть определено специалистами в данной области техники с учетом длины трубопровода, расхода газа и потерь на трение, возникающих при транспортировке газа по трубопроводу. Давление поступающего газа (поток 6) предпочтительно будет находиться в диапазоне от приблизительно 17238 кПа до приблизительно 48625 кПа и, более предпочтительно, в диапазоне от 20685 кПа до 24133 кПа.
Трубопровод, материалом для которого может служить легированная сталь, предпочтительно предусмотрен с теплоизоляцией, которая предназначена для гарантирования того, что температура выходящего газа будет ниже температуры входящего газа. Пригодные изоляционные материалы хорошо известны специалистам в данной области техники. Металл трубопровода предпочтительно представляет собой высокопрочную низколегированную сталь с повышенным сопротивлением атмосферной коррозии, содержащую менее приблизительно трех весовых процентов никеля и обладающую прочностью и ударной вязкостью, необходимыми для удерживания природного газа при эксплуатационных условиях согласно изобретению. Примеры сталей, пригодных для использования при создании трубопровода согласно изобретению, описаны в патентах США 5531842, 5545269 и 5545270.
Трубопровод 47 может быть закопан в грунт или в морское дно, или уложен на грунт или морское дно, или поднят на некоторую высоту над грунтом или морским дном, или при сооружении трубопровода может быть использована любая комбинация вышеуказанных способов в зависимости от того, где осуществляется транспортировка газа.
Давление газа на выходе из трубопровода (поток 7) предпочтительно находится в диапазоне от приблизительно 3450 кПа до 10340 кПа и, более предпочтительно, в диапазоне от приблизительно 3790 кПа до 8620 кПа. Если давление газа на выходе составляет ниже приблизительно 3450 кПа, давление газа может быть повышено с помощью соответствующего средства сжатия (непоказанного), которое может содержать один или более компрессоров, которые сжимают газ до давления не менее 3450 кПа до того, как газ поступит в установку для сжижения. Температура природного газа, выходящего из трубопровода 47, предпочтительно находится в интервале от приблизительно -29°С до -73°С и, более предпочтительно, в интервале от приблизительно -29°С до -62°С. Хотя газ, выходящий из трубопровода, может быть введен непосредственно в установку 54 для разделения фаз, газ, выходящий из трубопровода, предпочтительно дополнительно охлаждают с помощью внешней холодильной установки, и он предпочтительно дополнительно охлаждается в еще большей степени за счет расширения со снижением давления. Как показано на фиг.1, газ, выходящий из трубопровода, предпочтительно охлаждается в холодильной установке 48, которая может быть выполнена в виде любой обычной холодильной установки с замкнутым циклом, предпочтительно в виде холодильной установки с замкнутым циклом и пропаном в качестве холодильного агента, и, более предпочтительно, в виде холодильной установки с замкнутым циклом, содержащей смесь C1, C2, С3, С4 и С5 в качестве холодильного агента. Поток, выходящий из холодильной установки 48, дополнительно охлаждается в зоне 49 расширения, которая содержит механический детандер или дроссельный вентиль, или оба этих элемента, с тем, чтобы достичь заранее заданных конечных давления и температуры выходящего газа. Зона 49 расширения предпочтительно содержит один или более турбодетандеров, которые обеспечивают, по меньшей мере, частичное сжижение потока газа.
Металлургические свойства, диаметр и рабочее давление трубопровода 47 и параметры исходного газа (потока 6), подаваемого в трубопровод 47, могут быть оптимизированы специалистами в данной области техники с учетом идей, изложенных в данном описании, для исключения дорогостоящих систем повторного сжатия на трубопроводе и, тем самым, сведения к минимуму общей стоимости трубопроводной системы. Режим давления и температурный режим в холодильной установке 48 и в зоне 49 расширения также могут быть оптимизированы специалистами в данной области техники с учетом идеи, изложенной в данном описании для того, чтобы полностью использовать охлаждение по циклу Джоуля-Томсона в трубопроводе 47 и тем самым обеспечить получение максимально возможного объема газа, который может быть поставлен потребителям.
Природный газ, вводимый в установку 54 для разделения фаз, разделяется на поток 13 жидкости и поток 12 пара. Как правило, потребуется регулирование давления потока 13 жидкости в зоне 70 регулирования давления для создания давления, которое приблизительно равно рабочему давлению установки 65 для разделения фаз. В большинстве случаев использования данного изобретения давление потока 13 не будет таким же, как рабочее давление установки 65 для разделения фаз. Если давление потока 13 будет меньше рабочего давления установки 65 для разделения фаз, зона 70 регулирования давления предпочтительно будет содержать насос для повышения давления потока 13 до значения, приблизительно равного давлению текучей среды в установке 65 для разделения фаз. Если давление потока 13 превышает рабочее давление установки 65 для разделения фаз, зона 70 регулирования давления предпочтительно будет содержать детандер, такой как гидравлическая турбина, для снижения давления до давления текучей среды в установке 65 для разделения фаз.
Поток 12 пара из установки 54 для разделения фаз подают в зону 55 сжатия для повышения давления потока 12. Зона сжатия предпочтительно содержит теплообменник 56, с помощью которого поток 12 нагревается перед подачей его в виде потока 15, по меньшей мере, в два компрессора 57 и 59, при этом, по меньшей мере, один теплообменник 58 установлен между компрессорами 57 и 59 и, по меньшей мере, один теплообменник 60 установлен после последнего компрессора 59. Поток 19 пара, выходящий из теплообменника 60, пропускают через теплообменник 56 для дополнительного охлаждения его посредством косвенного теплообмена с поступающим потоком 12 пара.
Данное изобретение не ограничено каким-либо типом теплообменника, но по экономическим соображениям предпочтительно устанавливать ребристые пластинчатые теплообменники, теплообменники со спиральными трубами и регенеративные камерные теплообменники, которые обеспечивают охлаждение путем косвенного теплообмена. 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.
Из зоны 55 сжатия сжатый поток 20 газа проходит через теплообменник 61, который охлаждается потоком 26 пара, отводимым из верхней части установки 65 для разделения фаз. Из теплообменника 61 поток 21 проходит затем через зону 62 расширения, предпочтительно содержащую одну или более гидравлических турбин, для снижения давления и температуры потока газа и, тем самым, для, по меньшей мере, частичного сжижения потока газа. По меньшей мере, частично сжиженный газ (поток 22) поступает затем в установку 63 для разделения фаз, которая обеспечивает разделение жидкости и пара с образованием потока 24 пара и потока 23 жидкости. Часть потока 24 пара возвращается в установку 54 для разделения фаз для повторной обработки. Вторая часть потока 24 отводится в виде потока 36 и пропускается через теплообменник 61 для нагрева потока 36. Выходящий из теплообменника 61 нагретый поток (поток 37) дополнительно нагревается с помощью теплообменника 67 для получения нагретого потока 31, используемого в качестве топлива. Это топливо можно использовать для выработки энергии, необходимой для приведения в действие турбин, которые частично снабжают энергией компрессоры в зоне 55 сжатия.
Поток 23 жидкости, образованный в установке 63 для разделения фаз, подают в другую зону 64 расширения, предпочтительно выполненную в виде одной гидравлической турбины, для дополнительного снижения давления и температуры потока жидкости. Поток 25 из зоны 64 расширения поступает затем в установку 65 для разделения фаз. Детандеры из зон 62 и 64 расширения предпочтительно используются для выработки, по меньшей мере, части энергии, необходимой для работы компрессоров 57 и 59.
В установке 65 для разделения фаз образуется поток 26 пара и поток 27 жидкости. Поток 27 жидкости поступает в соответствующий контейнер, такой как стационарный резервуар для хранения, или в соответствующее транспортное средство, такое как судно, баржа, подводное судно, железнодорожный вагон-цистерна или грузовой автомобиль. В соответствии с практической реализацией способа согласно изобретению поток 27 жидкости будет иметь температуру свыше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения.
Поток 26 пара проходит через теплообменник 61 для обеспечения охлаждения потока 20 пара за счет косвенного теплообмена. Выходящий из теплообменника 61 поток 29 проходит через еще один теплообменник 67 и затем сжимается компрессором 68 до давления, приблизительно равного давлению в установке 54 для разделения фаз. Сжатый газ (поток 32) затем охлаждается в обычном концевом холодильнике 69 с помощью воздуха или воды и затем дополнительно охлаждается с помощью теплообменника 67 перед объединением этого потока с потоком 24 и возвращением объединенного потока в установку 54 для разделения фаз для повторной обработки.
При хранении, транспортировке и погрузочно-разгрузочных операциях, связанных с сжиженным природным газом, может образовываться значительное количество паров, выделяющихся при испарении, которые образуются в результате испарения. Способ согласно изобретению в возможном варианте, но не обязательно, может обеспечить сжижение таких паров, выделившихся при испарении (кипении). Как показано на фиг. 1, пары 28, выделившиеся при испарении, предпочтительно вводят в процесс сжижения за счет объединения их с потоком 26 пара. Хотя это и не показано на фиг. 1, пары, выделившиеся при испарении, предпочтительно вводятся в процесс под давлением, равным давлению потока 26.
Хотя это и не показано на фиг.1, перед введением паров, выделившихся при испарении, в поток 26, как правило, требуется или повысить их давление с помощью компрессора, или снизить их давление с помощью детандера.
На фиг. 2 показан другой вариант осуществления изобретения, в котором элементы, имеющие те же номера, что и элементы на фиг.1, выполняют те же функции при реализации способа. Тем не менее для специалистов в данной области техники очевидно, что технологическое оборудование, используемое для реализации способа по одному или другому варианту осуществления, может быть изменено по размерам и производительности для обеспечения возможности работы при различных расходах, температурах и составах текучих сред. Вариант осуществления на фиг. 2 аналогичен варианту осуществления на фиг. 1 за исключением того, что зона 48 охлаждения и зона 49 расширения на фиг. 1 не используются в варианте осуществления на фиг. 2, и в варианте осуществления на фиг. 2 топливный газ (поток 31) отводится из пара, отводимого из верхней части установки 65 для разделения фаз, в то время как в варианте осуществления на фиг. 1 топливный газ (поток 31) отводится из пара, отводимого из верхней части установки 63 для разделения фаз.
Для того чтобы свести к минимуму энергию, потребляемую при сжатии и необходимую для сжижения при наличии значительного количества азота в потоке 5 подаваемого исходного природного газа и/или в потоке 28 паров, выделившихся при испарении, азот, содержащийся в природном газе, предпочтительно концентрируют и удаляют в некотором месте в процессе. В соответствии со способом согласно изобретению осуществляют концентрирование азота в потоках 24 и 26 пара, при этом поток 24 пара имеет более высокую концентрацию азота по сравнению с потоком 26 пара. В варианте осуществления на фиг. 1 часть потока 24 пара отводят в качестве топливного газа (поток 31), а в варианте осуществления на фиг. 2 часть потока 26 пара отводят в качестве топливного газа.
Пример
Было выполнено моделирование баланса массы и энергии для иллюстрирования варианта осуществления, показанного на фигурах, и результаты приведены ниже в таблицах 1 и 2. Таблица 1 соответствует варианту осуществления, показанному на фиг. 1, а таблица 2 соответствует варианту осуществления, показанному на фиг. 2. Значения температуры, давления и расходов, представленные в таблице, не следует рассматривать как ограничения изобретения, при реализации которого можно использовать различные значения температур и расходов, принимая во внимание идею, изложенную в данном описании.
В обоих имитационных экспериментах предполагалось, что подачу природного газа осуществляют на расстоянии 457 км по трубопроводу диаметром 21 дюйм (533,4 мм), который был закопан в вечную мерзлоту на Аляске. При выполнении первого имитационного эксперимента (таблица 1) предполагалось, что состав газа включал 85,9 моль % метана, 13,5 моль % этана и более тяжелых углеводородов, 100 частей СО2 на миллион и 0,6 моль % N2. При выполнении второго имитационного эксперимента (таблица 2) предполагалось, что состав газа включал 94,5 моль% метана, 5 моль% этана и более тяжелых углеводородов, 100 частей СО2 на миллион и 0,5 моль % N2.
В первом имитационном эксперименте давление на входе в трубопровод (давление потока 6 на фиг.1) принималось на уровне 22754 кПа. Во втором имитационном эксперименте давление на входе в трубопровод (давление потока 6 на фиг. 2) принималось на уровне 48266 кПа. Оптимальное решение для варианта осуществления на фиг. 2 будет в том случае, когда общая стоимость тру-бопроводной системы минимизируется при подаче газа в установку под давлением 3450 кПа при начальном давлении 48266 кПа.
Данные были получены путем использования имеющейся на рынке программы моделирования процессов, называемой HYSYS™, продаваемой фирмой Hyprotech Ltd., Калгари, Канада; однако для получения данных могут быть использованы другие имеющиеся на рынке программы моделирования процессов, включая, например, HYSIM™, PROII™ и ASPEN PLUS™, которые все известны специалистам в данной области техники.
Для специалиста в данной области техники, в частности для того, кто ознакомится с идеями данной заявки, очевидны многие модификации и варианты реализации конкретных процессов, описанных выше. Например, согласно изобретению 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 требуемого 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.
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000004
Figure 00000005

Claims (20)

1. Способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном, при котором
(а) подают газ в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе,
(b) регулируют давление на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода,
(с) сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С, и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и
(d) дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере.
2. Способ по п.1, при котором газ, выходящий из трубопровода, имеет температуру приблизительно -29...-73°С и давление приблизительно 3450 - 10340 кПа.
3. Способ по п.2, при котором температура газа находится в интервале приблизительно -29...-62°С.
4. Способ по п.2, при котором давление газа находится в диапазоне 3450 - 4137 кПа.
5. Способ по п.1, при котором перед операцией (а) дополнительно сжимают газ до заданного давления и после этого охлаждают газ с помощью холодильной установки с замкнутым циклом.
6. Способ по п.1, при котором после операции (b) и до операции (с) дополнительно охлаждают газ, выходящий из трубопровода.
7. Способ по п.6, при котором дополнительное охлаждение включает охлаждение выходящего газа с помощью холодильной установки с замкнутым циклом и последующее расширение газа, охлажденного с помощью холодильной установки с замкнутым циклом, для снижения давления и дополнительного снижения температуры.
8. Способ по п.1, при котором газ является природным газом.
9. Способ по п.1, при котором газ, выходящий из трубопровода, по существу является свободным от диоксида углерода.
10. Способ по п.2, при котором для сжижения выходящего из трубопровода газа при операции (с)
(а) вводят газ, выходящий из трубопровода, в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара,
(b) регулируют давление потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз по операции (1),
(с) подают поток жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз,
(d) пропускают первый поток пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара,
(е) сжимают и охлаждают первый поток пара,
(f) пропускают сжатый и охлажденный первый поток пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара,
(g) пропускают сжатый первый поток пара при операции (f) через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени,
(h) расширяют поток пара операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры,
(i) подают расширенный поток во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости,
(j) возвращают второй поток пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки,
(k) расширяют второй поток жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры,
(l) подают второй поток жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения,
(m) пропускают третий поток пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике и
(n) пропускают третий поток пара через третий теплообменник, сжимают третий поток пара до создания давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждают сжатый третий поток пара, пропускают охлажденный сжатый третий поток пара через третий теплообменник и подают сжатый третий поток пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
11. Способ по п.10, при котором дополнительно охлаждают первый поток пара на операции (е) посредством косвенного теплообмена с водой или воздухом.
12. Способ по п.10, при котором дополнительно после пропускания третьего потока пара при операции (n) через третий теплообменник отводят часть третьего потока пара в качестве топлива.
13. Способ по п.10, при котором дополнительно отводят часть второго потока пара при операции (с), пропускают отведенный поток пара через второй теплообменник и третий теплообменник для нагрева отведенного потока пара и удаляют нагретый отведенный поток пара в качестве топлива.
14. Способ по п.10, при котором перед операцией (а) дополнительно охлаждают поток газа, выходящего из трубопровода.
15. Способ по п.10, при котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты, более тяжелые по сравнению с метаном, и при котором перед операцией (а) дополнительно удаляют большую часть более тяжелых углеводородов посредством фракционирования.
16. Способ по п.10, при котором дополнительно вводят в третий поток пара пар под давлением, образовавшийся в результате испарения сжиженного природного газа.
17. Способ по п.16, при котором пар, выделившийся при испарении и находящийся под давлением, имеет давление выше 1723,7 кПа и температуру выше -112°С.
18. Способ сжижения природного газа, богатого метаном, под давлением, при котором
(а) охлаждают, по меньшей мере, часть потока богатого метаном газа посредством пропускания этой части через, по меньшей мере, один теплообменник, охлаждаемый с помощью холодильной установки с замкнутым циклом,
(b) дополнительно охлаждают подаваемый поток за счет расширения его в трубопроводе при снижении давления,
(с) сжижают охлажденный газ операции (b) в установке для сжижения для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения.
19. Способ сжижения природного газа, богатого метаном под давлением, имеющего температуру приблизительно -29...-73°С и давление приблизительно 1380 - 6895 кПа, при котором
(а) вводят поток природного газа под давлением в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара,
(b) регулируют давление потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз в последующей операции (1),
(с) подают поток жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз,
(d) пропускают первый поток пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара,
(е) сжимают и охлаждают первый поток пара,
(f) пропускают сжатый первый поток пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара,
(g) пропускают сжатый поток пара через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени,
(h) расширяют поток пара операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры,
(i) подают расширенный поток во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости,
(j) возвращают второй поток пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки,
(k) расширяют второй поток жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры,
(l) подают второй поток жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения,
(m) пропускают третий поток пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике и
(n) пропускают третий поток пара через третий теплообменник, сжимают третий поток пара до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждают сжатый третий поток пара, пропускают охлажденный сжатый третий поток пара через третий теплообменник и подают сжатый третий поток пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
20. Способ по п.19, при котором дополнительно перед операцией (а) расширяют поток газа под давлением до более низкого давления для образования потока газа и жидкого продукта, имеющего температуру приблизительно -112...-73°С.
RU2001113736/06A 1998-10-23 1999-10-22 Способ транспортировки сжиженного природного газа RU2228486C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10546298P 1998-10-23 1998-10-23
US60/105,462 1998-10-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001113736A RU2001113736A (ru) 2003-02-20
RU2228486C2 true RU2228486C2 (ru) 2004-05-10

Family

ID=22305987

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001113736/06A RU2228486C2 (ru) 1998-10-23 1999-10-22 Способ транспортировки сжиженного природного газа

Country Status (13)

Country Link
US (1) US6209350B1 (ru)
AR (1) AR020936A1 (ru)
AU (1) AU1129900A (ru)
CA (1) CA2346966A1 (ru)
CO (1) CO5100986A1 (ru)
DZ (1) DZ2921A1 (ru)
EG (1) EG22284A (ru)
MY (1) MY115506A (ru)
NO (1) NO320741B1 (ru)
PE (1) PE20000826A1 (ru)
RU (1) RU2228486C2 (ru)
TN (1) TNSN99195A1 (ru)
WO (1) WO2000025060A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2639441C1 (ru) * 2017-05-10 2017-12-21 Владимир Иванович Савичев Способ транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии
RU2731153C2 (ru) * 2016-01-11 2020-08-31 ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. Способ сжижения и устройство для переработки газа
EA038638B1 (ru) * 2019-01-28 2021-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Способ газоснабжения природным газом

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999058624A1 (de) * 1998-05-12 1999-11-18 Messer Griesheim Gmbh Kältemittelgemisch für einen gemisch-drossel-prozess
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
US6715914B1 (en) * 2002-06-26 2004-04-06 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Apparatus and method for thermal performance testing of pipelines and piping systems
US7155918B1 (en) * 2003-07-10 2007-01-02 Atp Oil & Gas Corporation System for processing and transporting compressed natural gas
US20070130991A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Liquefaction of associated gas at moderate conditions
RU2445451C2 (ru) * 2006-03-21 2012-03-20 Кристофер Э. ШИМП Способ и устройство для добычи и транспортировки газообразного метана
US8523481B2 (en) * 2006-03-21 2013-09-03 Compressed Energy Systems Llc Method and apparatus for recovering, transporting, and using methane gas
WO2007148122A2 (en) * 2006-06-23 2007-12-27 T Baden Hardstaff Limited Process and device for producing lng
RU2009145096A (ru) * 2006-07-13 2011-06-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Способ и устройство для сжижения углеводородного потока
US20080202161A1 (en) * 2006-12-04 2008-08-28 Vazquez-Esparragoza Jorge Javi Method for adjusting heating value of lng
IT1400370B1 (it) * 2010-05-31 2013-05-31 Nuova Pignone S R L Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl
WO2012058342A2 (en) * 2010-10-26 2012-05-03 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering ngls from hydrocarbon streams
US20150013379A1 (en) * 2012-03-30 2015-01-15 Russell H. Oelfke LNG Formation
BR112014032863A2 (pt) 2012-07-13 2017-06-27 Dana Heavy Vehicle Sys Group conjunto de válvulas, conjunto de rodas e método de encher ou esvaziar uma roda
EP2713127A1 (de) * 2012-09-28 2014-04-02 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Erdgasverflüssigung
WO2014086413A1 (en) 2012-12-05 2014-06-12 Blue Wave Co S.A. Integrated and improved system for sea transportation of compressed natural gas in vessels, including multiple treatment steps for lowering the temperature of the combined cooling and chilling type
CN103175379B (zh) * 2013-03-18 2015-10-14 上海交通大学 利用管道压力能制备液化天然气的装置及使用方法
WO2015103018A1 (en) 2014-01-03 2015-07-09 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Assembly for a central tire inflation system
EP3160776A1 (en) 2014-06-30 2017-05-03 Dana Heavy Vehicle Systems Group, LLC Valve assembly for a tire pressure management system
US10625542B2 (en) 2015-04-27 2020-04-21 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Tire pressure management system and method of decreasing tire pressure
CN106194733B (zh) * 2015-04-29 2018-01-05 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 压缩机防腐蚀系统及其防腐蚀方法
TWI608206B (zh) 2015-07-15 2017-12-11 艾克頌美孚上游研究公司 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
US10843511B2 (en) 2015-08-06 2020-11-24 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Channel valve assembly for a tire pressure management system
DE112016003576T5 (de) 2015-08-06 2018-05-03 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Steuer- und zuführungsventilandordnung für ein reifendruck-managementsystem
ITUB20154162A1 (it) * 2015-10-01 2017-04-01 Aerides S R L Impianto, apparato e procedimento per la produzione di metano liquido.
US10214059B2 (en) 2015-10-16 2019-02-26 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Tire pressure management system and method of decreasing tire pressure
WO2017132472A1 (en) 2016-01-29 2017-08-03 Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc Valve assembly for a tire inflation system
SG11201906786YA (en) 2017-02-24 2019-09-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method of purging a dual purpose lng/lin storage tank
TWM572423U (zh) * 2017-11-21 2019-01-01 法商液態空氣喬治斯克勞帝方法研究開發股份有限公司 蒸發氣體再冷凝裝置及具備其的液化天然氣供給系統
JP7026490B2 (ja) * 2017-11-21 2022-02-28 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。
US11542439B1 (en) * 2022-07-06 2023-01-03 Energy And Environmental Research Center Foundation Recycling gaseous hydrocarbons

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2958205A (en) 1958-10-22 1960-11-01 Sun Oil Co Transportation of normally gaseous fluids in pipe line system
US3298805A (en) 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
US3433026A (en) 1966-11-07 1969-03-18 Judson S Swearingen Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state
US3477509A (en) 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3677019A (en) 1969-08-01 1972-07-18 Union Carbide Corp Gas liquefaction process and apparatus
US3735600A (en) 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3990256A (en) 1971-03-29 1976-11-09 Exxon Research And Engineering Company Method of transporting gas
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
JPS5224818Y2 (ru) 1971-10-26 1977-06-06
US4157904A (en) 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
NL7807184A (nl) 1977-07-18 1979-01-22 Caloric Ges Apparatebau Werkwijze en installatie voor het transporteren van reele gassen, in het bijzonder aardgas.
GB2052717B (en) 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
US4456459A (en) 1983-01-07 1984-06-26 Mobil Oil Corporation Arrangement and method for the production of liquid natural gas
US4548629A (en) 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4541852A (en) 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
GB8418840D0 (en) 1984-07-24 1984-08-30 Boc Group Plc Gas refrigeration
US4718459A (en) 1986-02-13 1988-01-12 Exxon Production Research Company Underwater cryogenic pipeline system
US4687499A (en) 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4698081A (en) 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator
US4778497A (en) 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
US5036671A (en) 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
GB9103622D0 (en) 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
DE4223160C2 (de) 1992-07-10 1998-02-12 Mannesmann Ag Verfahren und Anlage zur Verdichtung von Gas
JPH06159928A (ja) 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5442934A (en) 1994-04-13 1995-08-22 Atlantic Richfield Company Chilled gas transmission system and method
US5473900A (en) 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
NO180469B1 (no) 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
MY113525A (en) 1995-10-05 2002-03-30 Bhp Petroleum Pty Ltd Liquefaction process
US5524456A (en) * 1995-10-20 1996-06-11 Public Service Marine Inc. Pressure tank recycle system
DE19609489A1 (de) 1996-03-11 1997-09-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung eines tiefsiedenden Gases
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
FR2752050B1 (fr) * 1996-08-05 1998-09-11 Air Liquide Procede et installation de reliquefaction d'helium gazeux
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
US5836173A (en) 1997-05-01 1998-11-17 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquid
DZ2533A1 (fr) 1997-06-20 2003-03-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel.
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

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ДВОЙРИС А.Д. Низкотемпературные газопроводы. - М.: Недра, 1980, с.196, рис.51, с.203, 259, рис.64б. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731153C2 (ru) * 2016-01-11 2020-08-31 ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. Способ сжижения и устройство для переработки газа
RU2639441C1 (ru) * 2017-05-10 2017-12-21 Владимир Иванович Савичев Способ транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии
EA038638B1 (ru) * 2019-01-28 2021-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Способ газоснабжения природным газом

Also Published As

Publication number Publication date
AU1129900A (en) 2000-05-15
TNSN99195A1 (fr) 2001-12-31
CA2346966A1 (en) 2000-05-04
DZ2921A1 (fr) 2004-03-01
CO5100986A1 (es) 2001-11-27
US6209350B1 (en) 2001-04-03
PE20000826A1 (es) 2000-10-04
NO320741B1 (no) 2006-01-23
MY115506A (en) 2003-06-30
WO2000025060A1 (en) 2000-05-04
NO20011939D0 (no) 2001-04-19
NO20011939L (no) 2001-06-20
AR020936A1 (es) 2002-06-05
EG22284A (en) 2002-12-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2228486C2 (ru) Способ транспортировки сжиженного природного газа
JP4544653B2 (ja) 天然ガス液化のための改良された多成分冷凍方法
JP3869854B2 (ja) 液化装置
JP4548867B2 (ja) 天然ガスの改良液化方法
CA3029950C (en) System and method for liquefaction of natural gas
CN1102213C (zh) 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法
US20080264076A1 (en) System and method for recovering and liquefying boil-off gas
EP2165139A2 (en) Method and apparatus for liquefying a gaseous hydrocarbon stream
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
BG64360B1 (bg) Метод за втечняване на природен газ
RU2659858C2 (ru) Единый каскадный процесс испарения и извлечения остатка сжиженного природного газа в применении, связанном с плавучими резервуарами
CA1101787A (en) Separation of multicomponent mixtures
RU2719258C2 (ru) Система и способ обработки газа, полученного при испарении криогенной жидкости
RU2224192C2 (ru) Способ производства богатой метаном жидкости
KR102315026B1 (ko) 저장탱크를 포함하는 선박
US10995910B2 (en) Process for expansion and storage of a flow of liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant, and associated plant
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
JP7198294B2 (ja) 液化天然ガスタンクからのボイルオフガスを再凝縮させるためのシステムおよび方法
RU2803441C1 (ru) Способ сжижения природного газа на одиночном смешанном хладагенте "Энергия Восхода" и установка для его осуществления
RU2731153C2 (ru) Способ сжижения и устройство для переработки газа
KR101714676B1 (ko) 저장탱크를 포함하는 선박
KR20230034899A (ko) 천연 가스의 액화를 위한 통합 질소 제거
KR20160144737A (ko) 저장탱크를 포함하는 선박
KR20150101579A (ko) 천연가스 액화장치

Legal Events

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

Effective date: 20061023