RU2298743C2 - Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении - Google Patents

Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении Download PDF

Info

Publication number
RU2298743C2
RU2298743C2 RU2002128727/06A RU2002128727A RU2298743C2 RU 2298743 C2 RU2298743 C2 RU 2298743C2 RU 2002128727/06 A RU2002128727/06 A RU 2002128727/06A RU 2002128727 A RU2002128727 A RU 2002128727A RU 2298743 C2 RU2298743 C2 RU 2298743C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
gas stream
natural gas
gas
pressure
Prior art date
Application number
RU2002128727/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2002128727A (ru
Inventor
Брайан К. ПРАЙС (US)
Брайан К. Прайс
Original Assignee
Блэк энд Витч Притчард, Инк.
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 Блэк энд Витч Притчард, Инк. filed Critical Блэк энд Витч Притчард, Инк.
Publication of RU2002128727A publication Critical patent/RU2002128727A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2298743C2 publication Critical patent/RU2298743C2/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
    • F25J1/0211—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
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • 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
    • F25J3/0242—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 3 carbon atoms 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual 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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally 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
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • 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
    • F25J2230/22—Compressor driver arrangement, e.g. power supply by motor, gas or steam turbine
    • 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
    • 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
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше 3,45 МПа, осуществляют с применением процесса со смешанным хладагентом. Поток природного газа охлаждают в теплообменнике с применением смешанного хладагента и подают поток в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости. Первый поток жидкости подают в колонну отделения метана при температуре ниже -40°С и под давлением ниже 4,48 МПа для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа. Первый поток газа подают в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже 4,48 МПа и получения потока газа пониженного давления. Поток газа пониженного давления подают в аппарат для отделения метана. Второй поток газа подают в компрессор с приводом от турбодетандера и сжимают до давления не менее 3,45 МПа для получения потока сжатого газа. Поток сжатого газа подают в теплообменник для конденсации под давлением не менее 3,45 МПа для получения сжиженного природного газа. Использование изобретения позволит повысить эффективность удаления жидких компонентов из природного газа. 5 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Область, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу эффективного удаления жидких компонентов природного газа из потока природного газа под повышенным давлением в процессе сжижения потока природного газа при повышенном давлении.
Предпосылки создания изобретения
В последние годы возрастает потребность в природном газе, в частности, во многих районах, где запасы природного газа отсутствуют или незначительны. Поскольку во многих районах имеется избыток запасов природного газа, желательно обеспечить его транспортирование из этих районов в районы потребления. Один из способов транспортирования природного газа включает его сжижение. Применение сжиженного природного газа (СПГ) и способы сжижения природного газа хорошо известны. Природный газ можно сжижать на месте его добычи или на месте его потребления, если он доступен в избыточном количестве в течение части года, т.е. на протяжении летних месяцев, когда его расход на обогрев снижен. При этом природный газ легко сохраняется в сжиженном виде для обеспечения покрытия пикового спроса на него в зимний период в дополнение к природному газу, поставляемому по существующим газопроводам или иными путями.
Природный газ широко применяется в качестве топлива, и его транспортирование в сжиженном виде широко распространено. Природный газ можно сжижать разнообразными способами, один из которых часто называют способом со смешанным хладагентом. Такие способы описаны, например, в патенте США 4033735, выданном 5 июля 1977 г. на имя Леонарда К. Свенсона (Leonard К. Swenson) и в патенте США 5657643, выданном 19 августа 1997 г. на имя Брайана С.Прайса (Brian С.Price). Оба патента включены в полном объеме в настоящее описание указанными ссылками.
В таких способах смешанный хладагент применяют в одной зоне теплообмена для обеспечения желаемого охлаждения, необходимого для сжижения природного газа.
Для сжижения природного газа применяются также системы другого типа, часто называемые каскадными системами. Одна из таких систем описана в патенте США 3855810, выданном 24 декабря 1974 г. на имя Саймона и др. (Simon et al.). Этот патент также включен в полном объеме в настоящее описание данной ссылкой. В таких способах используют несколько зон охлаждения, где испаряют хладагенты с последовательно понижающимися температурами кипения для обеспечения охлаждения. В таких системах наиболее высококипящий хладагент, как правило, сжимают, конденсируют (отдельно или совместно с другими хладагентами) и отделяют для охлаждения в первой зоне охлаждения. Затем давление сжатого холодного наиболее высококипящего хладагента резко снижают, получая поток холодного хладагента, который используют для охлаждения сжатого наиболее высококипящего хладагента в первой зоне охлаждения. В первой зоне охлаждения можно также охлаждать некоторые более низкокипящие хладагенты с последующей их конденсацией и направлять их на испарение с целью использования в качестве охладителей во второй или последующей зоне охлаждения и т.п. Таким образом, сжатию подвергают в первую очередь наиболее высококипящий хладагент.
Состав жидких компонентов природного газа, добываемого из различных источников, может сильно различаться. При использовании обоих способов сжижения необходимо удалять из природного газа относительно тяжелые жидкие компоненты (углеводороды с числом атомов углерода 5 и более, С5+) для предотвращения забивания газовых каналов теплообменных устройств. В некоторых случаях бывает также желательно извлекать из природного газа относительно легкие углеводороды, например С2, C3 и C4. Часто желательно извлекать углеводороды С2, С3 и С4 вместе с более тяжелыми углеводородами, поскольку они могут представлять большую ценность в качестве отдельного продукта или в качестве части жидких компонентов природного газа, чем в качестве составной части СПГ. Однако при любых обстоятельствах в случае присутствия существенных количеств относительно тяжелых жидких компонентов природного газа в газе, поступающем в зону сжижения, они застывают в каналах теплообменных устройств в зоне охлаждения при температурах сжижения и забивают упомянутые каналы.
Во многих случаях природный газ имеет относительно высокое давление, т.е. до 1500 фунтов на кв. дюйм (10,35 МПа) и даже более. Сжижение природного газа под повышенным давлением гораздо более эффективно, чем при низком давлении. К сожалению, для отделения от природного газа жидких компонентов и других примесей необходимо снижать давление в потоке природного газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) с целью достижения эффективного отделения метана от остальных компонентов природного газа. Это приводит к возврату природного газа после отделения метана в каналы теплообменников секции глубокого охлаждения при более низком давлении, что, в свою очередь, приводит к сжижению при пониженном давлении. Как указано выше, более эффективным процессом является сжижение природного газа при повышенном давлении.
Соответственно, желательно разработать более эффективные способы удаления жидких компонентов природного газа из потоков природного газа под высоким давлением без потери давления, чтобы обеспечить возможность сжижения природного газа при повышенном давлении.
Краткое описание изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагается усовершенствованный способ эффективного сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), с применением процесса со смешанным хладагентом с целью получения потока сжиженного природного газа. Способ включает охлаждение потока природного газа в теплообменнике с применением смешанного хладагента до первой температуры ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа; подачу упомянутого потока охлажденного природного газа из теплообменника в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости; подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего не менее 50% метана, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа; подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в деметанизатор; осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера; подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа; и подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) с целью получения потока сжиженного газа.
При этом упомянутая первая температура составляет от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С), упомянутый первый поток жидкости подают в деметанизатор при температуре от приблизительно -40°F до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С), а деметанизатор в своей верхней части имеет температуру от приблизительно -100°F до приблизительно -150°F (от -73°С до -101°С) и работает при давлении менее чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа). Упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа и упомянутый третий поток газа охлаждают, сжижают и подают насосом на смешение с упомянутым потоком сжатого газа.
Упомянутый компрессор, кроме того, может иметь привод также от двигателя.
Кроме того, настоящее изобретение охватывает способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) с применением процесса сжижения природного газа с целью получения потока сжиженного природного газа. Он включает охлаждение потока природного газа в теплообменнике с применением смешанного хладагента до первой температуры ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа; подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости; подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа; подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления во вторую зону разделения для получения четвертого потока газа и четвертого потока жидкости, причем упомянутый четвертый поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый четвертый поток жидкости подают в упомянутый деметанизатор; осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера; подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа; и подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения сжиженного природного газа.
Далее, изобретение включает систему для сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа); система включает: теплообменник, пригодный для охлаждения природного газа до температуры, достаточной для конденсации по меньшей мере преобладающей части природного газа, и имеющий промежуточный выход для газа, промежуточный вход для газа и выход для сжиженного природного газа; сепаратор, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным выходом газа и имеющий выход для газа и выход для жидкости; деметанизатор, гидравлически соединенный с упомянутым выходом для жидкости и имеющий верхний выход для газа, нижний выход для жидкости и вход для газа; турбодетандер, гидравлически соединенный с упомянутым выходом газа из сепаратора и входом для газа деметанизатора; и компрессор, имеющий привод от упомянутого турбодетандера и гидравлически соединенный с верхним выходом деметанизатора и имеющий выход для сжатого газа, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным входом для газа.
Упомянутый теплообменник может иметь несколько зон теплообмена.
Эта система может дополнительно включать ректификационную колонну, гидравлически соединенную с упомянутым нижним выходом для жидкости и имеющую выход для отделенного газа и выход для жидких компонентов природного газа, причем упомянутый выход для отделенного газа может быть гидравлически соединен с упомянутым промежуточным входом для газа через теплообменник, насос и трубопровод.
Кроме того, настоящее изобретение охватывает способ эффективного отделения жидких компонентов от потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), при осуществлении процесса со смешанным хладагентом в процессе сжижения природного газа, для получения потока газа под высоким давлением и потока жидких компонентов природного газа. Способ включает: охлаждение потока природного газа до первой температуры ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа, осуществляемое в теплообменнике для сжижения природного газа; подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости; подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа; подачу упомянутого первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в деметанизатор; осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера; и подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа для получения потока сжатого газа высокого давления; возврат упомянутого потока сжатого газа высокого давления в теплообменник. При этом упомянутый второй поток жидкости могут подавать в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.
Кроме того, настоящее изобретение охватывает способ эффективного отделения жидких компонентов от потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), при осуществлении процесса со смешанным хладагентом в процессе сжижения природного газа, для получения потока газа под высоким давлением и потока жидких компонентов природного газа. Этот способ включает: охлаждение потока природного газа до первой температуры ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) для получения потока охлажденного природного газа, осуществляемое в теплообменнике для сжижения природного газа; подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости; подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже чем приблизительно -40°F (-40°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа; подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления во вторую зону разделения для получения четвертого потока газа и четвертого потока жидкости, причем упомянутый четвертый поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый четвертый поток жидкости подают в упомянутый деметанизатор; осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера; подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа для получения потока сжатого газа; и возврат упомянутого потока сжатого газа высокого давления в теплообменник.
Краткое описание чертежей
На Фиг.1 представлена принципиальная схема одного из существующих способов сжижения природного газа.
На Фиг.2 представлена принципиальная схема еще одного существующего способа сжижения природного газа.
На Фиг.3 представлена принципиальная схема одного из вариантов осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением.
На Фиг.4 показана принципиальная схема одного из вариантов выполнения турбодетандера и компрессора, пригодная для осуществления настоящего изобретения.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
При описании фигур одинаковые или аналогичные компоненты схем будут обозначаться одними и теми же позициями. Кроме того, на схемах для простоты не показаны все насосы, клапаны и т.п., необходимые для обеспечения желаемых потоков.
На Фиг.1 показан известный способ 10 сжижения природного газа. Представленный способ является способом со смешанным хладагентом, описанным, например, в патентах США 4033735 и 5657643, включенными в настоящее описание вышеприведенными ссылками. Смешанный хладагент при температуре от приблизительно 80°F (27°С), до приблизительно 100°F (38°С), в типичном случае приблизительно 100°F (38°С), и под давлением от приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 600 фунтов на кв. дюйм (3,45-4,14 МПа), в типичном случае приблизительно 550 фунтов на кв. дюйм (3,79 МПа), поступает по линии 12 в главный теплообменник 16, где он проходит по теплообменному каналу 14 для охлаждения смешанного хладагента. Охлажденный смешанный хладагент выходит из теплообменника в типичном случае при температуре приблизительно -260°F (-160°С) под давлением от приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 600 фунтов на кв. дюйм (3,45-4,14 МПа) по линии 18, откуда он поступает в расширительный клапан 20 для дальнейшего понижения температуры смешанного хладагента, который в линии 18 находится практически полностью в жидком состоянии, так что смешанный хладагент начинает испаряться в линии 21 по мере прохождения его через теплообменный канал 22. На выходе теплообменного канала 22 смешанный хладагент находится практически полностью в парообразном состоянии, причем температура его составляет от приблизительно 50°F до приблизительно 80°F (10-27°C), a давление - от приблизительно 40 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 50 фунтов на кв. дюйм (0,28-0,35 МПа).
Природный газ поступает в главный теплообменник 16 по линии 26 и проходит через теплообменный канал 28. Теплообменный канал 28 имеет промежуточный выход 30а для вывода природного газа в линию 30. Природный газ выходит по линии 30 и через клапан 32 и линию 33 поступает в деметанизатор 34. Деметанизатор 34 показан в виде метаноотгонной колонны, содержащей несколько клапанных тарелок или насадку для эффективного отделения метана от жидких компонентов потока природного газа. Поток, отводимый по линии 30, в типичном случае имеет температуру от приблизительно -40 до приблизительно -120°F (от -40°С до -84°С) и может иметь давление от приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 1500 фунтов на кв. дюйм (1,38-10,35 МПа). С целью отделения метана в деметанизаторе целесообразно снижать давление до значения ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа).
Отделение метана следует производить при давлении ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) по соображениям, связанным с критическим давлением. Поток газа, отводимый из деметанизатора 34 по линии 36, содержит не менее 50% метана и вновь поступает по линии 36 в теплообменный канал 72 главного теплообменника 16. Затем газообразный метан конденсируется в теплообменном канале 72 и в виде готового продукта - потока сжиженного природного газа - выводится по линии 74. Как известно специалистам, СПГ, выводимый по линии 74, можно направить на сброс давления или иную операцию с целью дальнейшего снижения температуры перед передачей на хранение. В типичном случае поток в линии 74 имеет температуру от приблизительно -230°F до приблизительно -275°F (от -145°С до -170°С) и давление, близкое к атмосферному. Возможно варьирование схемы и рабочих параметров сжижения природного газа в широких пределах.
Деметанизатор 34 эксплуатируют с применением подогревателя 38 для обеспечения тепла, необходимого для желаемого разделения. Целесообразно эксплуатировать деметанизатор 34 при температуре верха колонны от приблизительно -100°F до приблизительно -150°F (от -73°С до -101°С) и под давлением ниже чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа). Поток жидкости отводят из деметанизатора 34 по линии 40 в виде нижней фракции и через клапан 42 направляют по линии 43 в ректификационную колонну 44. Ректификационную колонну 44 эксплуатируют, как правило, при температуре верха от приблизительно -10°F до приблизительно 125°F (от -23°С до 52°С) и под давлением от приблизительно 250 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 450 фунтов на кв. дюйм (1,72-3,10 МПа). Ректификационная колонна 44 также снабжена контуром подогревателя 46 и обеспечивает разделение потока, отводимого по линии 40, на нижнюю фракцию, представляющую собой поток жидких компонентов природного газа, как правило, выпускаемый в виде готового продукта, соответствующего установленным техническим требованиям, и верхнюю фракцию.
Верхняя фракция, отводимая по линии 50, представляет собой легкий газ, который пригоден для смешения с газом, отводимым по линии 36. Для этой цели газ в линии 50 охлаждают в охладителе 52 и подают по линии 53 в сепаратор 54 жидкости. В конечном счете практически весь газ в линии 50 конденсируется и поступает либо по линии 60 и через насос 62 в линию рецикла 64, по которой он поступает в ректификационную колонну 44, либо по линии 56 и через насос 58 в линию рецикла 66, по которой он поступает на смешение с потоком, проходящим по линии 36. Упомянутый насос обеспечивает повышение давления жидкости до значения, достаточного для гарантированного смешения с газовым потоком в линии 36.
Природный газ поступает на сжижение с применением таких способов в типичном случае под давлением от приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 1500 фунтов на кв. дюйм (1,38-10,35 МПа) или даже выше. Поскольку сжижение природного газа гораздо эффективнее осуществлять при повышенном давлении, чрезвычайно нежелательно, чтобы в процессе отделения жидких компонентов природного газа давление последнего снижалось до значений менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа). Тем не менее, такие процессы, как правило, применяли ранее, поскольку необходимо удалять относительно тяжелые жидкие компоненты природного газа (С5+) для предотвращения их замерзания и забивания теплообменных каналов главного теплообменника 16, а также потому, что жидкие компоненты природного газа имеют, как правило, более высокую ценность на единицу объема или массы, чем сжиженный природный газ.
На Фиг.2 представлен альтернативный известный способ, в котором для отделения метана или других аналогичных газообразных компонентов от частично сжиженного природного газа, поступающего по линии 30, используется сепаратор 68. Газовый поток из верхней части сепаратора 68 по линии 70 возвращают вместе с жидкостью из линии 66 в теплообменный канал 76 при давлении, практически равном давлению потока природного газа на входе системы. Жидкие продукты из сепаратора 68 поступают по линии 29 через клапан 32 и линию 33 в деметанизатор 34. В деметанизаторе 34 происходит разделение, описанное выше, при этом газовый поток направляют по линии 36 обратно в теплообменный канал 72. Сжиженный природный газ, полученный в теплообменном канале 72, конденсируется при более низком давлении, поступает в линию 78 при температуре, практически равной температуре сжиженного природного газа, отводимого по линии 74, и направляется на сброс давления, в сборник продукта и т.п.
В обоих этих вариантах с целью отделения метана и относительно легких углеводородных компонентов природного газа от жидких компонентов природного газа необходимо снижать давление потока природного газа до значения менее 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа). В результате повышается потребление энергии, необходимой для дополнительного теплообмена с целью сжижения природного газа при пониженном давлении. Весьма желательно было бы обеспечить возможность сохранения давления природного газа, чтобы процесс сжижения проходил более эффективно при повышенном давлении.
На Фиг.1, Фиг.2 и Фиг.3 деметанизатор 34 и ректификационная колонна 44 представлены в виде колонн с клапанными тарелками. Могут быть применены любые колонны, обеспечивающие эффективное разделение веществ с разными температурами кипения, например насадочные колонны. Работа этих колонн подробно не описана, поскольку использование подогревателей и колонн такого типа для разделения веществ с разными температурами кипения хорошо известно специалистам в данной области.
На Фиг.3 представлен вариант осуществления настоящего изобретения. В этом варианте поток вещества отводят через выход 30а для промежуточного потока природного газа из теплообменного канала 28 и направляют по линии 30 в сепаратор 68. Поток газа отводят из сепаратора 68 по линии 80 и направляют в турбодетандер 86. В турбодетандере 86 давление потока природного газа, поступающего по линии 80, снижается до значения менее 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа). Затем этот поток поступает в деметанизатор 34 по линии 35 через клапан 35′. Жидкие компоненты из сепаратора 68 также поступают в деметанизатор 34 по линии 82 через клапан 32 и линию 33.
В альтернативном варианте поток из линии 35 можно направить путем закрывания клапана 35′ по линии 37 через клапан 37′ в сепаратор 39. В сепараторе 39 отделяются легкие углеводороды, которые поступают в линию 84 для сжатия в компрессоре 90. Жидкие компоненты из сепаратора 39 поступают по линии 41 через клапан 41′ в деметанизатор 34. Этот альтернативный вариант можно использовать для уменьшения нагрузки верхней части деметанизатора 34 по разделяемой смеси, которая возникает в результате поступления в верхнюю часть деметанизатора 34 больших количеств газа по линии 35.
В любом случае в деметанизаторе 34 происходит разделение, описанное выше, при этом поток верхней фракции отводят по линии 84 и направляют в компрессор 90, который обеспечивается энергией, по меньшей мере частично, от турбодетандера 86. Целесообразно, чтобы валы этих двух устройств были соединены, при этом компрессор 90 имеет привод от турбодетандера 86. Сжатый газ из компрессора 90 поступает по линии 36 через вход 36а природного газа в теплообменный канал 72. Сжиженный природный газ отводят по линии 74, как описано выше. Повышенное давление в линии 36 обеспечивает конденсацию природного газа при повышенном давлении, в типичном случае превышающем приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа). Конденсация природного газа при повышенном давлении позволяет получать СПГ при более высокой температуре и снижает энергопотребление в процессе производства СПГ. На Фиг.4 показан турбодетандер 86, соединенный посредством вала 92 с компрессором 90 для сжатия природного газа, поступающего по линии 84 из деметанизатора 34. Сжатый газ поступает в линию 36. Компрессор 90 может иметь привод только от турбодетандера 86 и в этом варианте обеспечивает регенерацию преобладающей части энергии сжатого природного газа, высвобождающейся при снижении давления, необходимого для эффективной работы деметанизатора 34. Энергия сжатого газа регенерируется в компрессоре 90, где происходит сжатие газового потока, образующегося в качестве потока верхней фракции в деметанизаторе 34. Если в качестве единственного источника энергии для компрессора 90 применяется турбодетандер 86, то имеет место некоторая потеря давления потока природного газа, возвращаемого в теплообменный канал 72, по сравнению с давлением исходного газового потока. Тем не менее, в этом случае газ конденсируется при давлении, существенно превышающем то, которое может быть достигнуто при направлении потока продукта из деметанизатора 34 непосредственно в теплообменный канал 72.
В случае, если желательно повысить давление до уровня, превышающего значение, достижимое при использовании в качестве источника энергии только турбодетандера 86, можно дополнить тубродетандер 86 как источник энергии путем присоединения к компрессору 90 двигателя 96 посредством вала 94 или иным способом с целью повышения давления потока газа в линии 36. Это позволяет сжижать природный газ в случае необходимости при еще более высоком давлении. Количество энергии, обеспечиваемое двигателем 96, можно варьировать в широких пределах в зависимости от различных факторов, таких как мощность, требуемая для сжатия хладагента, желаемое давление сжижения и т.п. Используемый двигатель представляет собой обычный двигатель, предпочтительно электродвигатель; турбодетандер 86 и двигатель 96 соединены с компрессором 90 известными устройствами сцепления. Такие системы хорошо известны специалистам, и дальнейшее их обсуждение не требуется.
Жидкие компоненты природного газа, отводимые из системы по линии 48, предпочтительно соответствуют техническим требованиям к жидким компонентам природного газа. Состав верхней фракции, отводимой из ректификационной колонны 44 по линии 50, можно при необходимости варьировать с целью получения желаемого качества потока продукта в линии 48. В альтернативном варианте можно выводить поток готового продукта через линию 40; в этом случае продукт содержит не только жидкие компоненты природного газа, но и некоторые количества более легких углеводородов. В некоторых случаях предпочтительно использовать в качестве готового продукта именно этот поток.
При необходимости способ можно легко варьировать с целью получения жидких компонентов природного газа в виде индивидуальных веществ или в виде потока смеси жидких компонентов природного газа и т.п.Такие модификации зависят от экономических соображений, относящихся к конкретной установке. В любом случае способ в соответствии с настоящим изобретением предусматривает возврат легких газообразных компонентов потока природного газа в канал глубокого охлаждения теплообменника 16 под давлением, превышающим обычное давление их на выходе из деметанизатора 34. В результате достигается повышенная эффективность главного теплообменника и повышение общей эффективности процесса.
Хотя настоящее изобретение описано выше применительно к способу со смешанным хладагентом, оно применимо также к каскадным способам или иным способам, поскольку в этих способах также требуется удаление относительно тяжелых жидких компонентов из природного газа перед охлаждением последнего до температуры его сжижения. В таких случаях также возникает необходимость учитывать, что жидкие компоненты природного газа могут иметь более высокую ценность в качестве отдельного продукта, чем в качестве составной части СПГ, и что тяжелые (С5+) компоненты потока природного газа могут застывать в канале глубокого охлаждения, если их предварительно не удалить. Оба способа обеспечивают регулируемую возможность охлаждения природного газа до промежуточной температуры перед удалением из него жидких компонентов и регулируемую возможность дальнейшего охлаждения остальных компонентов природного газа до температуры сжижения после удаления жидких компонентов.
Из многих природных источников природный газ поступает под давлением от приблизительно 200 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 1500 фунтов на кв. дюйм (1,38-10,35 МПа) или более. Этот природный газ целесообразно сжижать при повышенном давлении, т.е. выше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа). Как указано выше, в известных способах давление потока природного газа для удаления из него жидких компонентов необходимо снижать до значения менее приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа). Это снижение давления необходимо, в первую очередь, в связи с соображениями критического давления в деметанизаторе. Таким образом, оно необходимо практически во всех процессах отделения метана.
В соответствии с настоящим изобретением энергию сжатого газа рекуперируют и используют для повторного сжатия газа, получаемого в деметанизаторе и возвращаемого в процесс охлаждения. Это обеспечивает значительное снижение потерь давления в способе, используемом для удаления из потока природного газа жидких компонентов последнего.
В заключение описания изобретения, выполненного применительно к некоторым предпочтительным вариантам его осуществления, следует отметить, что описанные варианты имеют иллюстративный, а не ограничительный характер и что возможны различные варианты и модификации настоящего изобретения, не выходящие за его пределы.

Claims (15)

1. Способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), с применением процесса со смешанным хладагентом с целью получения сжиженного природного газа, включающий
a) охлаждение потока природного газа в теплообменнике с применением смешанного хладагента до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), для получения потока охлажденного природного газа;
b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа из теплообменника в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости;
c) подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), и под давлением ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа), для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа;
d) подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в деметанизатор;
e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера;
f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа и
g) подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения сжиженного природного газа.
2. Способ по п.1, где упомянутая первая температура составляет от приблизительно -40 до приблизительно -120°F (от -40 до -84°С).
3. Способ по п.1, где упомянутый первый поток жидкости подают в деметанизатор при температуре от приблизительно -40 до приблизительно -120°F (от -40 до -84°C).
4. Способ по п.1, где деметанизатор в своей верхней части имеет температуру от приблизительно -100 до приблизительно -150°F (от -73 до -101°С) и работает при давлении менее, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа).
5. Способ по п.1, где упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.
6. Способ по п.5, где упомянутый третий поток газа охлаждают, сжижают и подают насосом на смешение с упомянутым потоком сжатого газа.
7. Способ по п.1, где упомянутый компрессор имеет привод также от двигателя.
8. Способ сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), с применением процесса со смешанным хладагентом с целью получения сжиженного природного газа, включающий
а) охлаждение потока природного газа в теплообменнике с применением смешанного хладагента до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), для получения потока охлажденного природного газа;
b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости;
c) подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), и под давлением ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа), для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа;
d) подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления во вторую зону разделения для получения четвертого потока газа и четвертого потока жидкости, причем упомянутый четвертый поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый четвертый поток жидкости подают в упомянутый деметанизатор;
e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера;
f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа до давления не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения потока сжатого газа и
g) подачу упомянутого потока сжатого газа в теплообменник для конденсации под давлением не менее приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа) для получения сжиженного природного газа.
9. Система для сжижения потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), включающая
a) теплообменник, пригодный для охлаждения природного газа до температуры, достаточной для конденсации, по меньшей мере, преобладающей части природного газа, и имеющий промежуточный выход для газа, промежуточный вход для газа и выход для сжиженного природного газа;
b) сепаратор, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным выходом газа и имеющий выход для газа и выход для жидкости;
c) деметанизатор, гидравлически соединенный с упомянутым выходом для жидкости и имеющий верхний выход для газа, нижний выход для жидкости и вход для газа;
d) турбодетандер, гидравлически соединенный с упомянутым выходом газа из сепаратора и входом для газа деметанизатора и
e) компрессор, имеющий привод от упомянутого турбодетандера и гидравлически соединенный с верхним выходом деметанизатора и имеющий выход для сжатого газа, гидравлически соединенный с упомянутым промежуточным входом для газа.
10. Система по п.9, дополнительно включающая ректификационную колонну, гидравлически соединенную с упомянутым нижним выходом для жидкости и имеющую выход для отделенного газа и выход для жидких компонентов природного газа.
11. Система по п.10, где упомянутый выход для отделенного газа гидравлически соединен с упомянутым промежуточным входом для газа через теплообменник, насос и трубопровод.
12. Система по п.9, где упомянутый теплообменник включает несколько зон теплообмена.
13. Способ эффективного отделения жидких компонентов от потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), при осуществлении процесса со смешанным хладагентом в процессе сжижения природного газа для получения потока газа под высоким давлением и потока жидких компонентов природного газа, включающий
a) охлаждение потока природного газа до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), для получения потока охлажденного природного газа, осуществляемое в теплообменнике для сжижения природного газа;
b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости;
c) подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), и под давлением ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа), для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа;
d) подачу упомянутого первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа), и получения потока газа пониженного давления, и подачу упомянутого потока газа пониженного давления в деметанизатор;
e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера и
f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа для получения потока сжатого газа высокого давления;
g) возврат упомянутого потока сжатого газа высокого давления в теплообменник.
14. Способ по п.13, где упомянутый второй поток жидкости подают в ректификационную колонну для получения третьего потока газа и потока, содержащего жидкие компоненты природного газа.
15. Способ эффективного отделения жидких компонентов от потока природного газа, имеющего давление свыше приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (3,45 МПа), при осуществлении процесса со смешанным хладагентом в процессе сжижения природного газа для получения потока газа под высоким давлением и потока жидких компонентов природного газа, включающий
a) охлаждение потока природного газа до первой температуры ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), для получения потока охлажденного природного газа, осуществляемое в теплообменнике для сжижения природного газа;
b) подачу упомянутого потока охлажденного природного газа в зону отделения жидкости для получения первого потока газа и первого потока жидкости;
c) подачу упомянутого первого потока жидкости в деметанизатор при температуре ниже, чем приблизительно -40°F (-40°С), и под давлением ниже, чем приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа), для получения второго потока газа, содержащего метан, и второго потока жидкости, содержащего жидкие компоненты природного газа;
d) подачу первого потока газа в турбодетандер для снижения давления первого потока газа до значения ниже приблизительно 650 фунтов на кв. дюйм (4,48 МПа) и получения потока газа пониженного давления и подачу упомянутого потока газа пониженного давления во вторую зону разделения для получения четвертого потока газа и четвертого потока жидкости, причем упомянутый четвертый поток газа подают в упомянутый компрессор, а упомянутый четвертый поток жидкости подают в упомянутый деметанизатор;
e) осуществление привода компрессора от упомянутого турбодетандера;
f) подачу упомянутого второго потока газа в упомянутый компрессор и сжатие упомянутого второго потока газа для получения потока сжатого газа и
g) возврат упомянутого потока сжатого газа высокого давления в теплообменник.
RU2002128727/06A 2000-11-01 2001-10-23 Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении RU2298743C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/704,064 US6367286B1 (en) 2000-11-01 2000-11-01 System and process for liquefying high pressure natural gas
US09/704,064 2000-11-01

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002128727A RU2002128727A (ru) 2004-05-10
RU2298743C2 true RU2298743C2 (ru) 2007-05-10

Family

ID=24827911

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002128727/06A RU2298743C2 (ru) 2000-11-01 2001-10-23 Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6367286B1 (ru)
CN (1) CN100445673C (ru)
AR (1) AR031286A1 (ru)
AU (2) AU1070102A (ru)
EG (1) EG23120A (ru)
MY (1) MY128083A (ru)
RU (1) RU2298743C2 (ru)
WO (1) WO2002037041A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2549905C2 (ru) * 2010-04-29 2015-05-10 Тоталь С.А. Способ обработки природного газа, содержащего диоксид углерода

Families Citing this family (83)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6640586B1 (en) 2002-11-01 2003-11-04 Conocophillips Company Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
CA2515999C (en) * 2003-02-25 2012-12-18 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
WO2005072144A2 (en) * 2004-01-16 2005-08-11 Aker Kvaerner, Inc. Gas conditioning process for the recovery of lpg/ngl (c2+) from lng
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
ES2284429T1 (es) * 2004-07-01 2007-11-16 Ortloff Engineers, Ltd Procesamiento de gas natural licuado.
WO2006036441A1 (en) * 2004-09-22 2006-04-06 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for lpg and power cogeneration
JP5155147B2 (ja) * 2005-03-16 2013-02-27 フュエルコア エルエルシー 合成炭化水素化合物を生成するためのシステム、方法、および組成物
US7673476B2 (en) * 2005-03-28 2010-03-09 Cambridge Cryogenics Technologies Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas
CN101156038B (zh) * 2005-04-12 2010-11-03 国际壳牌研究有限公司 用于液化天然气流的方法和设备
US20060260330A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Rosetta Martin J Air vaporizor
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
AU2006333510B2 (en) * 2005-12-23 2012-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Multi-compressor string with multiple variable speed fluid drives
CN101395406B (zh) * 2006-03-06 2013-03-13 埃克森美孚上游研究公司 双端齿轮流体驱动起动器
GB2450666B (en) * 2006-05-19 2011-05-04 Shell Int Research Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
EP2024700A2 (en) * 2006-06-02 2009-02-18 Ortloff Engeneers, Ltd Liquefied natural gas processing
US20080016768A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Togna Keith A Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof
EP2054685A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
US8499581B2 (en) * 2006-10-06 2013-08-06 Ihi E&C International Corporation Gas conditioning method and apparatus for the recovery of LPG/NGL(C2+) from LNG
US20080098770A1 (en) * 2006-10-31 2008-05-01 Conocophillips Company Intermediate pressure lng refluxed ngl recovery process
US7637112B2 (en) * 2006-12-14 2009-12-29 Uop Llc Heat exchanger design for natural gas liquefaction
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20090071190A1 (en) * 2007-03-26 2009-03-19 Richard Potthoff Closed cycle mixed refrigerant systems
US8650906B2 (en) 2007-04-25 2014-02-18 Black & Veatch Corporation System and method for recovering and liquefying boil-off gas
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US9140490B2 (en) 2007-08-24 2015-09-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction processes with feed gas refrigerant cooling loops
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8061413B2 (en) 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US8555672B2 (en) * 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
FR2923000B1 (fr) * 2007-10-26 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel avec recuperation amelioree de propane.
WO2009070379A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated lng re-gasification apparatus
US9243842B2 (en) * 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8627681B2 (en) * 2009-03-04 2014-01-14 Lummus Technology Inc. Nitrogen removal with iso-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8631858B2 (en) * 2009-06-16 2014-01-21 Uop Llc Self cooling heat exchanger with channels having an expansion device
US20100313598A1 (en) * 2009-06-16 2010-12-16 Daly Phillip F Separation of a Fluid Mixture Using Self-Cooling of the Mixture
US8122946B2 (en) * 2009-06-16 2012-02-28 Uop Llc Heat exchanger with multiple channels and insulating channels
US8118086B2 (en) * 2009-06-16 2012-02-21 Uop Llc Efficient self cooling heat exchanger
BR112012007167B1 (pt) * 2009-09-30 2020-10-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. método e aparelho para fracionamento de uma corrente de hidrocarboneto
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
EP2572109B1 (en) 2010-05-21 2020-09-02 Exxonmobil Upstream Research Company Parallel dynamic compressor apparatus and method related thereto
AU2011261670B2 (en) 2010-06-03 2014-08-21 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US9777960B2 (en) 2010-12-01 2017-10-03 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10139157B2 (en) * 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
CA3140415A1 (en) 2013-03-15 2014-09-18 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9709325B2 (en) 2013-11-25 2017-07-18 Chevron U.S.A. Inc. Integration of a small scale liquefaction unit with an LNG plant to convert end flash gas and boil-off gas to incremental LNG
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US20170010042A1 (en) * 2014-04-02 2017-01-12 Dresser-Rand Company System and Method for the Production of Liquefied Natural Gas
US20160061517A1 (en) * 2014-08-29 2016-03-03 Black & Veatch Holding Company Dual mixed refrigerant system
US20160061518A1 (en) * 2014-08-29 2016-03-03 Black & Veatch Holding Company Dual mixed refrigerant system
CN105910331B (zh) * 2015-04-13 2020-06-30 李华玉 开式双向热力循环与第二类热驱动压缩式热泵
CN104913592B (zh) * 2015-05-15 2017-04-05 新地能源工程技术有限公司 一种小型天然气的液化工艺
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
CN106500459B (zh) * 2016-10-28 2019-07-30 宁夏凯添燃气发展股份有限公司 一种应用于天然气深冷液化领域的混合制冷工艺
EP3612779A4 (en) * 2017-04-19 2020-04-01 ConocoPhillips Company LNG PROCESS FOR COMPOSITION OF VARIABLE PIPELINE GAS
WO2018195013A1 (en) 2017-04-19 2018-10-25 Conocophillips Company Lng process for variable pipeline gas composition
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
JP7051372B2 (ja) 2017-11-01 2022-04-11 東洋エンジニアリング株式会社 炭化水素の分離方法及び装置
CN108759302B (zh) * 2018-06-04 2020-05-12 中海石油气电集团有限责任公司 一种高压天然气液化系统及方法
WO2021247713A1 (en) * 2020-06-03 2021-12-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Gas stream component removal system and method

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4033735A (en) 1971-01-14 1977-07-05 J. F. Pritchard And Company Single mixed refrigerant, closed loop process for liquefying natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5657643A (en) 1996-02-28 1997-08-19 The Pritchard Corporation Closed loop single mixed refrigerant process
TW366411B (en) * 1997-06-20 1999-08-11 Exxon Production Research Co Improved process for liquefaction of natural gas
DZ2533A1 (fr) * 1997-06-20 2003-03-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel.
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6354105B1 (en) * 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2549905C2 (ru) * 2010-04-29 2015-05-10 Тоталь С.А. Способ обработки природного газа, содержащего диоксид углерода

Also Published As

Publication number Publication date
MY128083A (en) 2007-01-31
CN100445673C (zh) 2008-12-24
WO2002037041A3 (en) 2002-09-06
AR031286A1 (es) 2003-09-17
US6367286B1 (en) 2002-04-09
EG23120A (en) 2004-04-28
AU1070102A (en) 2002-05-15
CN1443295A (zh) 2003-09-17
AU2002210701B8 (en) 2005-11-24
WO2002037041A2 (en) 2002-05-10
AU2002210701B2 (en) 2005-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2298743C2 (ru) Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении
AU2002210701A1 (en) A system and process for liquefying high pressure natural gas
RU2337130C2 (ru) Отвод азота из конденсированного природного газа
US6401486B1 (en) Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US4690702A (en) Method and apparatus for cryogenic fractionation of a gaseous feed
CN101108977B (zh) 在液化天然气制备中的一体化ngl回收
CA2035620C (en) Method of liquefying natural gas
CN100436987C (zh) 低温天然气加工厂的lng生产
AU704469B2 (en) An improved closed loop single mixed refrigerant process
US4504295A (en) Nitrogen rejection from natural gas integrated with NGL recovery
RU2355960C1 (ru) Двухступенчатый отвод азота из сжиженного природного газа
US6578379B2 (en) Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation
RU2395765C2 (ru) Установка и способ для сжижения природного газа
US7237407B2 (en) Process and plant for the simultaneous production of an liquefiable natural gas and a cut of natural gas liquids
AU755559B2 (en) A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
EA011919B1 (ru) Сжижение природного газа
JPH049987B2 (ru)
RU2002128727A (ru) Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении
EA006872B1 (ru) Установка и способ выделения газового бензина с использованием процесса абсорбции с переохлаждённой флегмой
MXPA97003373A (es) Produccion de gas natural liquido en plantas deprocesamiento de gas natural criogenico
AU701090B2 (en) Method and installation for the liquefaction of natural gas
RU2766161C2 (ru) Система и способ для отделения газоконденсатной жидкости и азота из потоков природного газа
US20200386474A1 (en) Two-stage heavies removal in lng processing
EP0252660A2 (en) Method for recovery of natural gas liquids
CN85101713A (zh) 两种混合致冷剂液化天然气

Legal Events

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

Effective date: 20201024