RU2300061C2 - Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота - Google Patents

Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота Download PDF

Info

Publication number
RU2300061C2
RU2300061C2 RU2005106870/06A RU2005106870A RU2300061C2 RU 2300061 C2 RU2300061 C2 RU 2300061C2 RU 2005106870/06 A RU2005106870/06 A RU 2005106870/06A RU 2005106870 A RU2005106870 A RU 2005106870A RU 2300061 C2 RU2300061 C2 RU 2300061C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
stream
zeolite
molecular sieve
nitrogen
Prior art date
Application number
RU2005106870/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005106870A (ru
Inventor
Пол С. ХАН (US)
Пол С. ХАН
Original Assignee
Конокофиллипс 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 Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of RU2005106870A publication Critical patent/RU2005106870A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2300061C2 publication Critical patent/RU2300061C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0257—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/38—Removing components of undefined structure
    • B01D53/40—Acidic components
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/64—Heavy metals or compounds thereof, e.g. mercury
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—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
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • 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
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0209—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 as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—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 as at least a three level refrigeration cascade 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • 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
    • F25J3/0238—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 2 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
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/302—Dimensions
    • B01D2253/308—Pore size
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/10—Single element gases other than halogens
    • B01D2257/102—Nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40001—Methods relating to additional, e.g. intermediate, treatment of process gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0446—Means for feeding or distributing gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/047—Pressure swing adsorption
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • 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
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • 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
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—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
    • 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
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)

Abstract

Способ сжижения природного газа включает удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, использование, по меньшей мере, части природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере и сжатие ниже по потоку после молекулярного сита, по меньшей мере, части природного газа, используемой в качестве хладагента. Устройство для сжижения природного газа содержит систему для предварительной обработки, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, одного загрязняющего вещества из природного газа, систему для удаления азота, расположенную ниже по потоку после системы для предварительной обработки и выполненную с возможностью удаления азота из природного газа, пропановый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после системы для удаления азота и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, этиленовый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после пропанового холодильного аппарата и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, и систему с разомкнутым метановым циклом, расположенную ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата. Использование изобретения позволит создать новую систему для удаления азота из природного газа. 7 н. и 49 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Настоящее изобретение относится в основном к способу и устройству для удаления азота из потоков природного газа в установке для сжижения природного газа.
Криогенное сжижение природного газа обычно реализуют как средство преобразования природного газа в более удобную форму для транспортировки и хранения. Такое сжижение уменьшает объем примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при почти атмосферном давлении.
В связи с простотой хранения природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи на отдаленный рынок сбыта. Желательно эксплуатировать трубопровод в условиях, по существу, постоянного и высокого коэффициента нагрузки, но часто транспортная или пропускная способность трубопровода в одни промежутки времени будет превышать спрос, тогда как в другие промежутки времени спрос будет превышать транспортную способность трубопровода. Чтобы сгладить пики, на которых спрос превышает предложение, или спады, когда предложение превышает спрос, желательно хранить избыточный газ так, чтобы его можно было подавать, когда предложение превышает спрос. Такая практика обеспечивает удовлетворение спроса на будущих его пиках за счет материала из хранилища. Одно практическое средство осуществления этого заключается в преобразовании газа в сжиженное состояние для хранения с последующим испарением жидкости в соответствии с потребностями спроса.
Важность сжижения природного газа еще больше возрастает при транспортировке газа от источника подачи, который находится на большом расстоянии от рынка, а трубопровода либо нет, либо его строительство непрактично. В частности, такая ситуация возникает там, где транспортировку должны проводить океанские суда. Морские перевозки природного газа в газообразном состоянии обычно непрактичны, поскольку необходимо повышать давление, чтобы значительно уменьшить удельный объем газа. Такое повышение давления требует использования более дорогих контейнеров для хранения.
Чтобы хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии, природный газ предпочтительно охлаждается до температуры в диапазоне от -151 до -162°С (от -240 до -260°F), в котором сжиженный природный газ (СПГ) обладает почти атмосферным давлением пара. На данном уровне развития техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижается путем последовательного пропускания газа через множество ступеней охлаждения, на которых газ охлаждается последовательно до более низких температур до тех пор, пока не достигается температура сжижения. Охлаждение в общем случае проводится посредством теплообмена с одним или более хладагентами, такими, как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот или комбинации вышеупомянутых хладагентов (например, системы смешанных хладагентов). В методологии сжижения, которая применима, в частности, к настоящему изобретению, используется разомкнутый метановый цикл в качестве заключительного цикла охлаждения, в котором поток, несущий СПГ под повышенным давлением, мгновенно испаряется, а пары мгновенного испарения (т.е. поток(и) мгновенно испаренного газа) затем используются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа и сжижаются, вследствие чего получается поток, несущий СПГ под повышенным давлением.
В любом способе сжижения, обеспечивающем получение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, присутствие азота создает проблемы, так как соответствующие компоненты растворяются в СПГ под повышенным давлением. Кроме того, повышенные концентрации азота в разомкнутом метановом цикле могут повысить требования к охлаждению и привести к различным технологическим проблемам. Таким образом, в некотором месте в технологическом процессе требуется удалять азот. Одна разработанная методология такого удаления состоит в мгновенном испарении потока, несущего СПГ под повышенным давлением, и использовании полученного мгновенно испаренного потока (полученных мгновенно испаренных потоков) в качестве топливного газа для приводов (например, турбин) для компрессоров хладагента, применяемых в процессах сжижения, и/или электрических генераторов. Однако для газовых турбин приемлемым является лишь ограниченный диапазон выражаемой в британских тепловых единицах (БТЕ) теплоемкости топливного газа. Следовательно, обычные схемы для удаления азота из процесса сжижения посредством потока топливного газа могут оказаться больше непрактичными, когда выражаемая в БТЕ теплоемкость потока (потоков) топливного газа оказывается слишком малой по сравнению с теплоемкостью топлива, которое используется для запуска турбины. Кроме того, флуктуации количества топливного газа, характерные для срывов процесса, могут сделать такие традиционные методологии непрактичными.
Задачей настоящего изобретения является создание новой системы для удаления азота из потока природного газа в установке для сжижения природного газа.
Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из нижеследующего описания и чертежей.
Соответственно технический результат достигается посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, (b) использование, по меньшей мере, части природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере и (с) сжатие ниже по потоку после молекулярного сита, по меньшей мере, части природного газа, используемой в качестве хладагента.
При этом этап (a) включает адсорбирование азота с помощью молекулярного сита.
Способ дополнительно включает этап (d) осуществления десорбции азота из молекулярного сита.
При этом этапы (а) и (d) являются этапами процесса адсорбции с колебаниями давления.
Способ дополнительно включает этап (е) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом кислого газа из природного газа.
Способ дополнительно включает этап (f) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом воды из природного газа.
Способ дополнительно включает этап (g) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом ртути из природного газа.
Способ дополнительно включает этап (h) охлаждения выше по потоку после молекулярного сита природного газа в этиленовом холодильном аппарате.
Способ дополнительно включает этап (i) охлаждения в технологической цепочке после молекулярного сита природного газа в пропановом холодильном аппарате.
Способ дополнительно включает этап (j) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в пропановом холодильном аппарате.
Способ дополнительно включает этап (k) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в этиленовом холодильном аппарате.
Способ дополнительно включает этап (l) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в метановом экономайзере.
Предпочтительно, молекулярное сито имеет размер пор в диапазоне от примерно 3,6 до примерно 3,8 ангстрем или в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем. При этом молекулярное сито выполнено из титаносиликатного цеолита.
Предпочтительно, цеолит выбирают из группы, состоящей из ETS-4, BaETS-4, CTS-1 и их комбинаций.
Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) адсорбирование азота из природного газа, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота, (b) охлаждение, по меньшей мере, части потока природного газа с низким содержанием азота в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа, (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа, и (d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в качестве хладагента в разомкнутом метановом цикле.
Предпочтительно, адсорбирование проводят с использованием цеолита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем.
Способ дополнительно включает этап (е) предварительной обработки выше по потоку перед использованием цеолита природного газа, удаляя, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество, которое мешает проявлению цеолитом его способности адсорбировать азот.
При этом, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбирают из группы, состоящей из сероводорода, диоксида углерода, воды, ртути и их комбинаций.
Предпочтительно, цеолит, имеет размер пор в диапазоне от примерно 3,6 до примерно 3,8 ангстрем или в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем, причем цеолит является титаносиликатным цеолитом.
Способ дополнительно включает этап (f) удаления выше по потоку перед использованием цеолита ртути из природного газа.
Способ дополнительно включает этап (g) удаления выше по потоку перед использованием цеолита, по меньшей мере, одного кислого газа из природного газа.
Способ дополнительно включает этап (h) удаления выше по потоку перед использованием цеолита воды из природного газа.
Предпочтительно, цеолит, имеет размер пор в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем, причем цеолит является титаносиликатным цеолитом.
Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) охлаждение природного газа в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа, (в) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа, (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в метановом экономайзере, обеспечивая поток охлажденного на третьей ступени природного газа, d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на третьей ступени природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере, и (е) адсорбирование азота, по меньшей мере, из части природного газа, используемого в качестве хладагента в метановом экономайзере, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота.
Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, (b) охлаждение природного газа в первом холодильном аппарате и (с) охлаждение природного газа во втором холодильном аппарате.
При этом первый холодильный аппарат является пропановым холодильным аппаратом, а второй холодильный аппарат является этиленовым холодильным аппаратом.
Способ дополнительно включает этап (d) охлаждения природного газа в метановом экономайзере.
Способ дополнительно включает этап (е) охлаждения ниже по потоку после молекулярного сита с помощью первого холодильника и второго холодильника природного газа в цикле многоступенчатого расширения. Причем этап (е) включает снижение температуры природного газа до температуры от -240 до -260°F и снижение давления потока природного газа примерно до атмосферного давления. При этом первый и второй холодильные аппараты расположены ниже по потоку после молекулярного сита.
Технический результат достигается также посредством обеспечения устройства для сжижения природного газа, содержащего систему для предварительной обработки, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, одного загрязняющего вещества из природного газа, причем, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбрано из группы, состоящей из кислого газа, воды, ртути и их комбинаций, систему для удаления азота, расположенную ниже по потоку после системы для предварительной обработки и выполненную с возможностью удаления азота из природного газа, причем система для удаления природного газа включает молекулярное сито, имеющее размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, пропановый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после системы для удаления азота и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, этиленовый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после пропанового холодильного аппарата и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, и систему с разомкнутым метановым циклом, расположенную ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата.
В одном варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед системой с разомкнутым метановым циклом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает кислый газ.
В другом варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед этиленовым холодильным аппаратом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает воду.
Еще в одном варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед пропановым холодильным аппаратом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает ртуть.
Еще в другом варианте система для удаления азота расположена перед этиленовым холодильным аппаратом.
Предпочтительно, система с разомкнутым метановым циклом включает метановый компрессор, выполненный с возможностью сжатия природного газа, а система для удаления азота расположена выше по потоку метанового компрессора.
Система с разомкнутым метановым циклом включает барабан ступени высокого давления для мгновенного испарения метана, расположенный ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата и выше по потоку перед компрессором, а система для удаления азота расположена с возможностью сообщения посредством текучей среды между барабаном ступени высокого давления для мгновенного испарения метана и метановым компрессором.
Ниже, со ссылками на прилагаемые чертежи, приведено подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, при этом
на фиг.1 изображена упрощенная блок-схема последовательности операций каскадного способа охлаждения для производства СПГ, в котором используется разомкнутый метановый цикл охлаждения;
на фиг.2 изображена упрощенная блок-схема предпочтительного варианта осуществления системы для удаления азота, подходящей для удаления азота из природного газа в установке для сжижения природного газа.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «каскадный способ охлаждения с разомкнутым циклом» относится к каскадному способу охлаждения, включающему, по меньшей мере, один замкнутый цикл охлаждения и один разомкнутый цикл охлаждения, при этом температура кипения хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, меньше, чем температура кипения холодильного вещества или холодильных веществ, применяемых в замкнутом цикле (замкнутых циклах), а часть режима охлаждения для конденсации сжатого хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, обеспечивается посредством одного или более замкнутых циклов. В настоящем изобретении в качестве хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, применяется поток метана или поток, в котором доминирует метан. Этот поток состоит из питающего потока обработанного природного газа и потоков сжатого газа, применяемых в разомкнутом метановом цикле.
Каскадный способ охлаждения предусматривает балансировку термодинамических кпд и капитальных затрат. В процессах теплопередачи происходит снижение термодинамических необратимых процессов по мере уменьшения градиентов температур между нагревающими и охлаждающими текучими средами, но получение таких малых градиентов температур обычно требует значительного увеличения площади теплопередачи, внесения существенных изменений в различное технологическое оборудование и надлежащего выбора расходов потока через оборудование, чтобы гарантировать, что и расходы потока, и температуры на входе и выходе окажутся совместимыми с требуемым режимом нагревания и/или охлаждения.
Одним из наиболее действенных и эффективных средств сжижения природного газа является оптимизированная каскадная технология в сочетании с охлаждением в режиме расширения. Такой способ сжижения предусматривает последовательное охлаждение потока природного газа при повышенном давлении, например, при абсолютном давлении около 625 psia с последующим охлаждением потока газа путем пропускания через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и разомкнутый метановый цикл, в котором часть питающего газа используется в качестве источника метана и который включает многоступенчатый цикл расширения для дальнейшего охлаждения газа и снижения давления до почти атмосферного давления. В последовательности циклов охлаждения первым используется хладагент, имеющий наибольшую температуру кипения, после него - хладагент, имеющий некоторую промежуточную температуру кипения, а в конце - хладагент, имеющий наименьшую температуру кипения. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «пропановый холодильный аппарат» следует понимать как обозначающий охлаждающую систему, в которой применяется хладагент, имеющий такой же диапазон кипения, как пропан или пропилен, или сходный диапазон. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «этиленовый холодильный аппарат» следует понимать как обозначающий охлаждающую систему, в которой применяется хладагент, имеющий такой же диапазон кипения, как этан или этилен, или сходный диапазон. В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины «... в технологической цепочке выше по потоку...» и «... в технологической цепочке ниже по потоку...» будут использоваться для описания относительных положений различных составных частей установки для сжижения природного газа.
Различные этапы предварительной обработки обеспечивают средство для удаления нежелательных компонентов, таких, как кислые газы, меркаптан, ртуть и влага, из питающего потока природного газа, подаваемого в оборудование. Состав этого потока газа может претерпевать существенные изменения. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «поток природного газа» обозначает любой поток, состоящий в основном из метана, который изначально является основной частью питающего потока природного газа, составляющей, по меньшей мере, 85% его объема, а остальное составляют этан, высшие углеводороды, диоксид углерода и незначительные количества таких веществ, как ртуть, сероводород и меркаптан. Этапы предварительной обработки могут быть отдельными этапами, проводимыми в технологической цепочке либо перед циклами охлаждения, либо после одной из предыдущих стадий охлаждения в начальном цикле. Ниже приводится не ограничивающий перечень некоторых из возможных средств, которые известны специалисту в данной области техники. Кислые газы и - в меньшей степени - меркаптан обычно удаляют посредством процесса химической реакции, в которой применяется водный аминосодержащий раствор. Этот этап обработки обычно проводят в технологической цепочке перед стадиями охлаждения в начальном цикле. Основную часть воды обычно отводят в виде жидкости посредством двухфазного разделения газа и жидкости с последующим сжатием и охлаждением газа, проводимыми в технологической цепочке перед начальным циклом охлаждения, а также после первой стадии охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют посредством слоев веществ, сорбирующих ртуть. Остаточные количества воды и кислых газов обычно удаляют, пользуясь слоями надлежащим образом выбранных сорбирующих веществ, такими, как регенерируемые молекулярные сита.
Питающий поток предварительно обработанного природного газа обычно вводят в процесс сжижения при повышенном давлении или сжимают до достижения повышенного давления, которое является абсолютным давлением свыше 3,44 МПа (500 psia), предпочтительно - составляющим от около 3,44 до около 6,20 МПа (от около 500 до около 900 psia). Температура потока в типичном случае находится в диапазоне от несколько меньшей, чем температура окружающей среды, до несколько большей, чем температура окружающей среды. Характерный диапазон температуры составляет от 15,5 до 58,8°С (от 60 до 138°F).
Как отмечалось выше, питающий поток природного газа охлаждают на протяжении множества многоступенчатых циклов или этапов (количество которых составляет, например, три) посредством косвенного теплообмена с множеством хладагентов, количество которых предпочтительно равно трем. Общий кпд охлаждения для некоторого заданного цикла возрастает по мере увеличения количества ступеней, но этот рост кпд сопровождается соответствующим увеличением чистых капитальных затрат и сложности процесса. Питающий газ предпочтительно пропускают через эффективное количество ступеней охлаждения, номинально - две, предпочтительно - от двух до четырех, а более предпочтительно - через три ступени, в первом замкнутом цикле охлаждения с использованием относительно высококипящего хладагента. Такой хладагент предпочтительно состоит в основной части из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно - из пропана, а в наиболее предпочтительном варианте хладагент состоит, по существу, из пропана. После этого обработанный питающий газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально - две, предпочтительно - от двух до четырех, а более предпочтительно - через две или три, во втором замкнутом цикле охлаждения с использованием хладагента, имеющего меньшую температуру кипения. Такой хладагент предпочтительно состоит в основной части из этана, этилена или их смесей, более предпочтительно - из этилена, а в наиболее предпочтительном варианте хладагент состоит, по существу, из этилена. Каждая ступень охлаждения предусматривает отдельную зону охлаждения. Как отмечалось выше, питающий поток обработанного природного газа объединяют с одним или более повторно используемых потоков (т.е. потоков сжатого газа, полученных в открытом метановом цикле) в различных местах во втором цикле, тем самым получая поток сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения конденсируют (т.е. сжижают) в основной части, а предпочтительно - во всей его полноте, тем самым получая поток, несущий СПГ под повышенным давлением. Вообще говоря, технологическое давление в этом месте лишь немного ниже, чем давление предварительно обработанного питающего газа, подаваемого на первую ступень первого цикла.
В общем случае, питающий поток природного газа будет содержать такие количества компонентов C2+, что это приведет к образованию жидкости, богатой C2+, на одной или более ступеней охлаждения. Эту жидкость удаляют посредством сепараторов для разделения газа и жидкости. В общем случае, управление последовательным охлаждением природного газа на каждой стадии осуществляют так, чтобы удалить как можно больше С2 и углеводородов большей молекулярной массы из газа для получения потока газа, в котором преобладает метан, и потока жидкости, содержащей значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Средства разделения газа и жидкости размещены в эффективном количестве в стратегически важных местах технологической цепочки после зон охлаждения для удаления потоков жидкости, богатых компонентами С2+. Точные места расположения и количество средств разделения газа и жидкости, предпочтительно обычных сепараторов для разделения газа и жидкости, будет зависеть от ряда технологических параметров, таких, как состав С2+ питающего потока природного газа, желаемой теплоемкости, выражаемой в БТЕ, продукта на основе СПГ, количественных параметров компонентов С2+ для других применений, а также от иных факторов, обычно учитываемых специалистами в области установок для производства СПГ и эксплуатации газовых установок. Поток или потоки углеводородов С2+ можно деметанизировать посредством колонны для одноступенчатого быстрого испарения или фракционирования. В последнем случае полученный поток, богатый метаном, можно возвращать под давлением непосредственно в процесс сжижения. В первом случае можно снижать давление в этом потоке, богатом метаном, и рециркулировать этот поток, или его можно использовать в качестве топливного газа. Поток или потоки углеводородов С2+ либо деметанизированный поток или деметанизированные потоки углеводородов С2+ можно использовать в качестве топлива, или можно дальше обрабатывать, например, посредством фракционирования в одной или более зон фракционирования, чтобы получить отдельные потоки, богатые конкретными ингредиентами (например, С2, С3, C4 и С5+).
Затем поток, несущий СПГ под повышенным давлением, дополнительно охлаждают в третьем цикле или на третьем этапе, называемом разомкнутым метановым циклом, посредством контакта в основном метановом экономайзере с мгновенно испаренными газами (т.е. потоками мгновенно испаренных газов), образуемыми в этом третьем цикле так, как это описано выше, и посредством расширения потока, несущего находящийся под давлением СПГ, до достижения почти атмосферного давления. Во время этого расширения поток, несущий находящийся под давлением СПГ, охлаждают посредством одного, предпочтительно - двух-четырех, а более предпочтительно - трех расширений, причем в каждом расширении используются средства снижения давления либо расширительные клапаны Джоуля-Томсона или гидравлические детандеры. За расширением следует разделение продукта на газ и жидкость с помощью сепаратора. Когда применяют гидравлический детандер, и он работает надлежащим образом, повышенные кпд, связанные с рекуперацией мощности, более существенным снижением температуры потока и выработкой меньшего количества пара на этапе мгновенного испарения, часто будут более значимыми, чем изменения в сторону увеличения капитальных и технологических затрат, связанных с детандером. В одном варианте осуществления дополнительное охлаждение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, перед мгновенным испарением осуществляют, возможно, путем мгновенного испарения части этого потока сначала посредством одного или более гидравлических детандеров, а затем с помощью средств косвенного теплообмена, в которых поток мгновенно испаренного газа используется для охлаждения остальной части потока, несущего СПГ под повышенным давлением, перед мгновенным испарением. Поток подогретого мгновенно испаренного газа затем повторно используют, возвращая его в подходящее место на основании соображений температуры и давления, в открытом метановом цикле и подвергают повторному сжатию.
Когда поток, несущий СПГ под повышенным давлением, предпочтительно поток жидкости, попадающий в третий цикл, находится под предпочтительным абсолютным давлением 4,134 МПа (около 600 psia), характерные абсолютные давления мгновенного испарения для трехступенчатого процесса мгновенного испарения, составляют примерно 1,30, 0,42 и 0,170 МПа (примерно 190, 61 и 24,7 psia). Мгновенное испарение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, предпочтительно, потока жидкости, до достижения почти атмосферного давления позволяет получить продукт СПГ, имеющий температуру в диапазоне от -151 до -162°С (от -240 до -260°F).
Критичным для сжижения природного газа в каскадном способе охлаждения является использование одного или более хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа хладагенту и, в конечном счете, для передачи тепловой энергии окружающей среде. В сущности, вся холодильная система в целом функционирует как тепловой насос за счет отвода тепловой энергии из потока природного газа по мере постепенного охлаждения этого потока до все более и более низких температур.
При осуществлении способа сжижения можно использовать один из нескольких типов охлаждения, которые предусматривают, но не в ограничительном смысле, (а) косвенной теплообмен, (б) испарение и (в) расширение или снижение давления. В том смысле, в каком термин «косвенной теплообмен» употребляется в данном описании, он относится к процессу, при котором хладагент охлаждает охлаждаемое вещество без реального физического контакта между холодильным веществом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена включают те, которые обуславливают проведение теплообмена в кожухотрубном теплообменнике, котловом теплообменнике с внутренним сердечником и паяном алюминиевом пластинчато-реберном теплообменнике. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может изменяться в зависимости от потребностей системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где холодильное вещество находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии или когда одно из этих веществ претерпевает фазовое изменение, а технологические условия не благоприятствуют использованию котлового теплообменника с внутренним сердечником. В качестве примера необходимо отметить, что предпочтительными материалами для сооружения сердечника являются алюминий и сплавы алюминия, но такие материалы могут не подойти для использования в проектируемых технологических условиях. Пластинчато-реберный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где хладагент находится в газообразном состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. И, наконец, котловой теплообменник с внутренним сердечником, как правило, будет использоваться там, где охлаждаемое вещество является жидкостью или газом, а хладагент претерпевает фазовое изменение, переходя из жидкого состояния в газообразное состояние во время теплообмена.
Термин «охлаждение испарением» относится к охлаждению вещества посредством испарения или к испарению части вещества с помощью системы, поддерживаемой под постоянным давлением. Таким образом, во время испарения та часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло из части вещества, оставшегося в жидком состоянии и, следовательно, охлаждает жидкую часть.
И, наконец, термин «охлаждение за счет расширения или снижения давления» относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы снижают путем пропускания через средство снижения давления. В одном конкретном варианте осуществления это средство расширения является расширительным клапаном Джоуля-Томсона. В еще одном варианте осуществления средство расширения является либо жидкостным, либо газовым детандером. Поскольку детандеры осуществляют рекуперацию рабочей энергии из процесса расширения, при расширении возможны более низкие температуры технологических потоков.
На фиг.1 в виде блок-схемы последовательности операций и устройства изображен предпочтительный вариант осуществления каскадного способа сжижения в разомкнутом цикле, представленный в целях иллюстрации. В этом варианте осуществления преднамеренно не показана система для удаления азота, так как местонахождение такой системы в установке для сжижения может изменяться в зависимости от различных параметров подачи и эксплуатации. На фиг.2 в общем виде показана система для удаления азота, подходящая для использования в каскадном способе сжижения, проиллюстрированном на фиг.1. Последующие рассуждения будут посвящены интеграции методологий рассматриваемого способа и связанного с ним устройства, изображенного на фиг.2, в технологическую методологию и устройство, изображенные на фиг.1. Для специалистов в данной области техники будет понятно, что фиг.1 и 2 являются лишь условными, и поэтому многие единицы оборудования, которые потребовались бы для успешной эксплуатации промышленной установки, не показаны в целях ясности изложения и изображения. Такие единицы оборудования могут относиться, например, к средствам управления компрессорами, средствам изменения расходов и уровней и соответствующим контроллерам, средствам регулирования температуры и давления, насосам, электродвигателям, фильтрам, дополнительным теплообменникам, арматуре и т.д. Эти единицы оборудования могут быть выполнены в соответствии со стандартной инженерной практикой.
Чтобы облегчить понимание фиг.1 и 2, применяются нижеследующие ссылочные позиции. Единицы оборудования под номерами 1-99 - это технологические сосуды и оборудование, изображенные на фиг.1, которые непосредственно связаны со способом сжижения, включая единицы оборудования, непосредственно связанные с удалением азота. Единицы оборудования под номерами 100-199 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат метан в основной части. Единицы оборудования под номерами 200-299 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат этиленовый хладагент. Единицы оборудования под номерами 300-399 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат пропановый хладагент. Единицы оборудования под номерами 400-499 соответствуют технологическим сосудам, оборудованию, проточным линиям или трубам, изображенным на фиг.2.
Со ссылкой на фиг.1, питающий поток природного газа, как описано выше, попадает в трубу 100 из трубопровода природного газа. Во входном компрессоре 102 природный газ сжимается и охлаждается воздухом таким образом, что природный газ, выходящий из компрессора 102, имеет абсолютное давление в основном в диапазоне от около 3,44 до около 5,51 МПа (от около 500 до 800 psia) и температуру в основном в диапазоне от около 23,8 до около 79,4°С (от около 75 до около 175°F). Затем природный газ проходит по трубе 104 в блок 106 удаления кислых газов. В блоке 106 удаления кислых газов предпочтительно применяется аминосодержащий растворитель (например, дигликольамин) для удаления таких кислых газов, как CO2 и H2S. В предпочтительном варианте блок 106 удаления кислых газов используют для удаления CO2 до достижения его содержания менее 50 объемных частей CO2 на миллион объемных частей природного газа и удаления H2S до достижения его содержания менее 2 объемных частей Н2S на миллион объемных частей природного газа. После удаления кислого газа природный газ проходит по трубе 108 в блок 110 обезвоживания, который выполнен с возможностью удаления, по существу, всей воды из природного газа. В блоке обезвоживания предпочтительно используется многослойная регенерируемая система молекулярных сит для сушки природного газа. Высушенный природный газ может затем проходить по трубе 112 к системе 114 для удаления ртути. В системе 114 для удаления ртути предпочтительно используется, по меньшей мере, один сосуд с фиксированным слоем, содержащий активированный уголь, пропитанный серой, для удаления ртути из природного газа.
Полученный предварительно обработанный природный газ проходит по трубе 116 в систему сжижения. Газообразный пропан сжимают в многоступенчатом компрессоре 18, приводимым в действие не показанным приводом на основе газовой турбины. Три ступени предпочтительно образуют один блок, хотя они могут быть и отдельными блоками, механически соединенными друг с другом с целью приведения их в действие только одним приводом. После сжатия сжатый пропан пропускают по трубе 300 в холодильник 20, где пропан сжижается. Характерные абсолютное давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением составляют около 46,6°С и около 1,31 МПа (около 116°F и около 190 psia). Хотя это и не показано на фиг.1, в предпочтительном варианте в технологической цепочке после холодильника 20 и перед расширительным клапаном 12 расположен разделительный сосуд для удаления остаточных легких компонентов из сжиженного пропана. Такие сосуды могут состоять из одноступенчатого сепаратора для разделения газа от жидкости или могут быть более сложными и состоять из секции накопления, секции конденсации и секции поглощения, последние две из которых могут работать непрерывно или могут быть периодически подключаемыми в технологическую цепочку для удаления остаточных легких компонентов из пропана. Поток из этого сосуда или поток из холодильника 20, что тоже возможно, проходит по трубе 302 в средство снижения давления, такое, как расширительный клапан 12, в котором давление сжиженного пропана снижается за счет обычного испарения или мгновенного испарения его части. Полученный двухфазный продукт затем проходит по трубе 304 в многоступенчатый пропановый холодильный аппарат 2 для косвенного теплообмена с газообразным метановым хладагентом, вводимым по трубе 174, питающим потоком природного газа, вводимым по трубе 116, и газообразным этиленовым хладагентом, вводимым по трубе 202 через средства 4, 6 и 18 косвенного теплообмена, вследствие чего получаются потоки охлажденных газов, транспортируемых соответственно по трубам 176, 118 и 204.
Мгновенно испаренный газ, представляющий собой пропан, из холодильного аппарата 2 возвращается в компрессор 18 по трубе 306. Этот газ подается во впускное отверстие ступени высокого давления компрессора 18. Оставшийся жидкий пропан проходит по трубопроводу 308, а давление дополнительно снижается за счет прохождения через средство снижения давления, изображенное в виде расширительного клапана 14, после чего мгновенно испаряется дополнительная часть сжиженного пропана. Полученный двухфазный поток затем подается в холодильный аппарат 22 по трубе 310, что обеспечивает хладагент для холодильного аппарата 22.
Питающий поток охлажденного природного газа из холодильного аппарата 2 проходит по трубе 118 в сосуд 10 ударной сепарации, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Жидкую фазу, которая богата компонентами С3+, удаляют по трубе 120. Газообразную фазу удаляют по трубе 122 и переносят в пропановый холодильный аппарат 22. Этиленовый хладагент вводят в холодильный аппарат 22 по трубе 204. В этом холодильном аппарате поток обработанного природного газа и поток этиленового хладагента охлаждаются соответственно с помощью средств 24 и 26 косвенного теплообмена с получением потока охлажденного обработанного природного газа и потока этиленового хладагента, проходящих по трубам 124 и 126. Испаренная таким образом часть пропанового хладагента отделяется и проходит по трубе 311 во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора 18. Жидкий пропан проходит по трубе 312, давление дополнительно снижается за счет прохождения через средство снижения давления, изображенное в виде расширительного клапана 16, после чего происходит мгновенное испарение дополнительной части сжиженного пропана. Полученный двухфазный поток затем проходит в холодильный аппарат 28 по трубе 314, что обеспечивает хладагент для холодильного аппарата 28.
Как показано на фиг.1, поток охлажденного обработанного природного газа проходит из пропанового холодильного аппарата 22 промежуточной ступени в пропановый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления по трубе 124. В этом холодильном аппарате поток охлаждается с помощью средства 30 косвенного теплообмена. Аналогичным образом поток этиленового хладагента проходит из пропанового холодильного аппарата 22 промежуточной ступени в пропановый холодильный аппарат-конденсатор 28 ступени низкого давления по трубе 206. В этом холодильном аппарате-конденсаторе этиленовый хладагент почти полностью конденсируется с помощью средства 32 косвенного теплообмена. Испаренный пропан удаляется из пропанового холодильного аппарата-конденсатора 28 ступени низкого давления и возвращается к впускному отверстию ступени низкого давления в компрессоре 18 по трубе 320. Хотя фиг.1 иллюстрирует охлаждение потоков, подаваемых по трубам 124 и 206, как происходящее в одном и том же сосуде, сильное охлаждение потока в трубе 124, а также охлаждение и конденсация потока в трубе 206 могут происходить соответственно в отдельных технологических сосудах (например, в отдельном холодильном аппарате и отдельном конденсаторе соответственно). В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения блок 110 обезвоживания и система 114 для удаления ртути могут быть расположены в технологической цепочке после холодильного аппарата 2 ступени высокого давления и перед холодильным аппаратом 22 промежуточной ступени. В некоторых случаях охлаждение природного газа в холодильном аппарате 2 перед удалением воды и ртути облегчает такое удаление.
Как показано на фиг.1, часть потока газа, охлажденного и сжатого в разомкнутом метановом цикле, подается по трубе 178, объединяется с питающим потоком обработанного природного газа, выходящего из пропанового холодильного аппарата ступени низкого давления по трубе 126, тем самым образуя поток сжижения, и этот поток затем вводится в этиленовый холодильный аппарат 42 ступени высокого давления по трубе 128. Этиленовый хладагент выходит из пропанового холодильного аппарата 28 ступени низкого давления по трубе 208 и подается в разделительный сосуд 37, в котором легкие компоненты удаляются по трубе 209, а конденсированный этилен удаляется по трубе 210. Этот разделительный сосуд аналогичен рассмотренному выше и предназначенному для удаления легких компонентов из хладагента, представляющего собой сжиженный пропан, и может быть одноступенчатым сепаратором для разделения газа и жидкости или может быть многоступенчатым рабочим агрегатом, что приводит к повышенной отделяемости легких компонентов, удаляемых из системы. Этиленовый хладагент в этом месте процесса обычно имеет температуру около -31°С (около -24°F) и абсолютное давление около 1,96 МПа (285 psia). Затем этиленовый хладагент проходит по трубе 210 в основной этиленовый экономайзер 34, где охлаждается с помощью средства 38 косвенного теплообмена и удаляется по трубе 211 и пропускается в средство снижения давления, такое, как расширительный клапан 40, после чего хладагент мгновенно испаряется с достижением предварительно определенных давления и температуры и подается в этиленовый холодильный аппарат 42 ступени высокого давления по трубе 212. Пары удаляются из этого холодильного аппарата по трубе 214 и направляются в основной этиленовый экономайзер 34, в котором пары выполняют функцию хладагента с помощью средства 46 косвенного теплообмена. Пары этилена затем удаляются из этиленового экономайзера по трубе 216 и подаются к впускному отверстию ступени высокого давления на этиленовом компрессоре 48. Этиленовый хладагент, который не испарился в этиленовом холодильном аппарате 42 ступени высокого давления, удаляется по трубе 219 и возвращается в основной этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения с помощью средства 50 косвенного теплообмена, удаляется из основного этиленового экономайзера по трубе 220 и мгновенно испаряется в средстве снижения давления, изображенном в виде расширительного клапана 52, после чего полученный двухфазный продукт вводится в этиленовый холодильный аппарат 54 ступени низкого давления по трубе 222. Поток сжижения удаляется из этиленового холодильного аппарата 42 ступени высокого давления по трубе 120 и подается непосредственно в этиленовый холодильный аппарат 54 ступени низкого давления, где подвергается дополнительному охлаждению и частичной конденсации с помощью средства 56 косвенного теплообмена. Полученный двухфазный поток затем проходит по трубе 132 в двухфазный сепаратор 60, из которого по трубе 136 выдается поток богатых метаном паров, а по трубе 134 - поток жидкости, богатый компонентами С2+, который впоследствии испаряется или фракционируется в сосуде 67, вследствие чего получается поток тяжелых фракций, который подается по трубе 139, а также второй поток, богатый метаном, который подается по трубе 140 и после объединения со вторым потоком, проходящим по трубе 150, подается во впускное отверстие ступени высокого давления на метановом компрессоре 83.
Поток в трубе 136 и поток газа, охлажденного и сжатого в разомкнутом метановом цикле, подаваемый по трубе 180, объединяются и подаются по трубе 138 в конденсатор 68 ступени низкого давления для этилена, в котором этот поток обменивается теплом с помощью средства 70 косвенного теплообмена с жидким эффлюентом из этиленового холодильного аппарата 54 ступени низкого давления, направляемым к конденсатору 68 ступени низкого давления для этилена по трубе 226. В конденсаторе 68 объединенные потоки конденсируются, а из конденсатора 68 по трубе 142 поступает поток, несущий СПГ под повышенным давлением. Пары из этиленового холодильного аппарата 54 ступени низкого давления, проходящие по трубе 224, и из конденсатора 68 ступени низкого давления для этилена, проходящие по трубе 228, объединяются и направляются по трубе 230 в основной этиленовый экономайзер 34, в котором пары функционируют как хладагент с помощью средства 58 косвенного теплообмена. Затем поток направляется по трубе 232 от основного этиленового экономайзера 34 к стороне ступени низкого давления этиленового компрессора 48. Как видно на фиг.1, эффлюент компрессора, полученный из паров, введенных через сторону ступени низкого давления, удаляется по трубе 234, охлаждается посредством межступенчатого холодильника 71 и возвращается в компрессор 48 по трубе 236 для нагнетания с потоком со ступени высокого давления, присутствующим в трубе 216. В предпочтительном варианте две ступени представляют собой единый модуль, хотя каждая из них может быть отдельным модулем, а эти модули могут быть механически соединены с общим приводом. Продукт, представляющий собой сжатый этилен, из компрессора направляется в расположенный ниже по потоку холодильник 72 по трубе 200. Продукт из этого холодильника проходит по трубе 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый холодильный аппарат 2 ступени высокого давления.
Поток, несущий СПГ под повышенным давлением, предпочтительно поток жидкости во всей его полноте, в трубопроводе 142 обычно поддерживается при температуре около -87°С и абсолютном давлении около 4,24 МПа (около -125°F и около 615 psia). Этот поток проходит по трубе 142 через основной метановый экономайзер 74, где этот поток дополнительно охлаждается с помощью средства 76 косвенного охлаждения, как поясняется ниже. Из основного метанового экономайзера 74 поток, несущий СПГ под повышенным давлением, проходит по трубе 144, а его давление снижается средством снижения давления, которое показано в форме расширительного клапана 78, который обеспечивает обычное испарение или мгновенное испарение части потока газа, генерируя тем самым поток мгновенно испаренного газа. Поток мгновенно испаренного газа затем проходит барабан 80 ступени высокого давления для мгновенного испарения метана, где этот поток разделяется на поток мгновенно испаренного газа, выходящий по трубе 148, и поток жидкой фазы (т.е. поток, несущий СПГ под повышенным давлением), выходящий по трубе 152. Поток мгновенно испаренного газа затем подается в основной метановый экономайзер по трубе 148, где этот поток функционирует как хладагент с помощью средства 82 косвенного охлаждения. Поток мгновенно испаренного газа (т.е. нагретый поток мгновенно испаренного газа) выходит из основного метанового экономайзера по трубе 150, где он объединяется с потоком газа, подаваемым по трубе 140. Эти потоки затем подаются на сторону низкого давления ступени высокого давления компрессора 83. Жидкая фаза в трубе 152 проходит через второй метановый экономайзер 87, в котором жидкость дополнительно охлаждается с помощью средства 88 косвенного охлаждения проходящим ниже по течению потоком мгновенно испаренного газа. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубе 154 и расширяется или мгновенно испаряется с помощью средства снижения давления, изображенного в форме расширительного клапана 91, для дальнейшего снижения давления с одновременным испарением второй части жидкости. Этот поток мгновенно испаренного газа затем пропускается в барабан 92 промежуточной ступени для мгновенного испарения метана, где поток разделяется на поток мгновенно испаренного газа, проходящий по трубе 158, и поток жидкой фазы, проходящий по трубе 156. Поток мгновенно испаренного газа проходит по трубе 158 во второй метановый экономайзер 87, где газ охлаждает жидкость, введенную в этот экономайзер 87 по трубе 152, с помощью средства 89 косвенного теплообмена. Труба 160 служит в качестве проточной трубы между средством 89 косвенного теплообмена во втором метановом экономайзере 87 и средством 95 косвенного теплообмена в основном метановом экономайзере 74. Нагретый поток мгновенно испаренного газа выходит из основного метанового экономайзера 74 по трубе 162, которая соединена с входным отверстием, ведущим к стороне нижнего давления промежуточной ступени метанового компрессора 83. Абсолютное давление в жидкой фазе, выходящей из барабана 92 промежуточной ступени для мгновенного испарения по трубе 156, дополнительно снижается, предпочтительно - до 25 psia, с помощью средства снижения давления, изображенного в форме расширительного клапана 93. Снова происходит обычное или мгновенное испарение третьей части сжиженного газа. Текучие среды из расширительного клапана 93 пропускаются в концевой или имеющий ступень низкого давления барабан 94 для мгновенного испарения. В барабане 94 для мгновенного испарения паровая фаза отделяется в виде потока мгновенно испаренного газа и пропускается по трубе 166 во второй метановый экономайзер 87, где поток мгновенно испаренного газа функционирует как хладагент с помощью средства 90 косвенного теплообмена, а потом выходит из второго метанового экономайзера по трубе 168, которая соединена с первым метановым экономайзером 74, в котором поток мгновенно испаренного газа функционирует как хладагент с помощью средства 96 косвенного теплообмена и, наконец, выходит из первого метанового экономайзера по трубе 170, которая соединена с нижней стороной ступени низкого давления компрессора 83. Продукт, представляющий собой сжиженный природный газ (т.е. поток СПГ), выходящий из барабана 94 для мгновенного испарения, который находится под приблизительно атмосферным давлением, проходит по трубе 164 в резервуар. Поступающий из резервуара поток паров СПГ, полученных в результате газификации и имеющих низкое давление и низкую температуру, предпочтительно регенерируют, объединяя такой поток с газами мгновенного испарения под низким давлением, присутствующими в любой из труб 166, 168 или 170; выбор трубы зависит от желания добиться как можно более близкого совпадения температур потоков газа.
Как показано на фиг.1, ступени высокого, промежуточного и низкого давления компрессора 83 предпочтительно объединены в один агрегат. Однако каждая ступень может существовать в виде отдельного агрегата, и они могут быть механически соединены друг с другом для работы от одного привода. Сжатый газ из секции ступени низкого давления проходит через межступенчатый холодильник 85 и объединяется с газом под промежуточным давлением в трубе 162 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 пропускается через межступенчатый холодильник 84 и объединяется с газом под высоким давлением, проходящим по трубам 140 и 150, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (т.е. поток газа, сжатого в разомкнутом метановом цикле) выходит из метанового компрессора ступени высокого давления по трубе 172, охлаждается в холодильнике 86 и направляется в пропановый холодильный аппарат 2 ступени высокого давления по трубе 174, как сказано ранее. Этот поток охлаждается в холодильном аппарате 2 с помощью средства 4 косвенного теплообмена и проходит в основной метановый экономайзер по трубе 176. В том смысле, в каком он употреблялся в данном описании и упоминался выше, термин «компрессор» также относится к каждой ступени сжатия и любому оборудованию, связанному с межступенчатым охлаждением.
Как показано на фиг.1, поток газа, сжатого в разомкнутом метановом цикле, поступающий из холодильного аппарата 2 и попадающий в основной метановый экономайзер 74, подвергается охлаждению во всей его полноте с помощью средства 97 косвенного теплообмена. Часть этого охлажденного потока затем удаляется по трубе 178 и объединяется с питающим потоком обработанного природного газа выше по течению от первой ступени (т.е. ступени высокого давления) этиленового охлаждения. Остальная часть этого охлажденного потока подвергается дальнейшему охлаждению с помощью средства 98 косвенного теплообмена в основном метановом экономайзере и выпускается из него по трубе 180. Этот поток объединяется с объединенным потоком в некотором месте в технологической цепочке перед заключительной ступенью (т.е. ступенью низкого давления) этиленового охлаждения, и этот поток сжижения затем подвергается сжижению в основной части в этиленовом конденсаторе 68 с помощью средства 70 косвенного теплообмена.
Со ссылкой к фиг.2, система 400 для удаления азота выполнена с возможностью удаления азота из метансодержащего питающего потока, поступающего по питающей трубе 402. Питающий поток из трубы 402 сначала попадает в колонну 404 адсорбции, которая содержит азотно-селективный цеолитовый адсорбент. Сверху колонны 404 извлекают богатый метаном продукт с низким содержанием N2, сжимают этот продукт в компрессоре 406 продукта и выпускают из системы 400 для удаления азота по трубе 408 продукта. Снизу колонны 404 извлекают поток отходов с высоким содержанием N2 и сжимают в компрессоре 410. Поток сжатых отходов с высоким содержанием N2 затем подают в колонну 412 адсорбции, которая содержит метано-селективный адсорбент. Сверху колонны 412 извлекают поток очищенных отходов N2 и выпускают из системы 400 для удаления азота по трубе 414. Снизу колонны 412 извлекают предназначенный для повторного использования (оборотный) поток метана, сжимают его в компрессоре 416 и возвращают для повторного использования в питающую трубу 402 по трубе 418 возврата для повторного использования. В возможной конфигурации, можно извлекать сверху колонны 404 топливо под низким давлением и транспортировать его из системы для удаления азота по трубе 420.
Азотно-селективный адсорбент, используемый в колонне 404 адсорбции, предпочтительно содержит цеолит, имеющий размер пор, который находится в диапазоне от около 3,5 до около 4,0 ангстрем, более предпочтительно - в диапазоне от около 3,6 до около 3,8 ангстрем, еще более предпочтительно - в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем, а наиболее предпочтительно составляет около 3,7 ангстрем. Цеолит азотно-селективного адсорбента предпочтительно представляет собой молекулярное сито из кристаллического силиката титана, идентифицируемого на основе молярных отношений оксидов следующим образом:
1,0±0,25M2/n O:TiO2:ySiO2:zH2O,
где М - по меньшей мере, один катион, имеющий валентность n, у находится в диапазоне от 1,0 до 100, a z - в диапазоне от 0 до 100. В предпочтительном варианте цеолит азотно-селективного адсорбента выбирают из группы, состоящей из ETS-4, BaETS-4, STS-1 и их смесей. Адсорбент STS-4 подробно описан в патенте США № 4938939, который упоминается здесь во всей его полноте исключительно в качестве ссылки. Адсорбент BaETS-4 подробно описан в патенте США № 5989316, который упоминается здесь во всей его полноте исключительно в качестве ссылки. Адсорбент STS-1 подробно описан в патенте США № 6315817, который упоминается здесь во всей его полноте исключительно в качестве ссылки.
Цеолит азотно-селективного адсорбента, применяемого в колонне 404, может включать другой материал, стойкий к температурам и другим условиям, характерным для колонны 404. Такие материалы включают неорганические материалы, например, глину, диоксид кремния и/или оксиды металлов. Последние могут быть либо естественного происхождения, либо в форме студенистых осадков или гелей, включающих смеси диоксида кремния и оксидов металлов. Как правило, в глинах, существующих в природе, например, в бентоните и каолине, имеются включения кристаллических материалов, повышающие прочность адсорбента на раздавливание в условиях промышленной эксплуатации. Эти материалы, т.е. глины, оксиды и т.д., функционируют как связующие для адсорбента. Желательно обеспечить адсорбент, имеющий приемлемую прочность на раздавливание, потому что адсорбент может подвергаться жесткому обращению, которое создает тенденцию к измельчению адсорбента на порошкообразные материалы, создающие проблемы при обработке. Эти глинистые связующие нашли применение с целью повышения прочности адсорбента на раздавливание. Описанные здесь глины, существующие в природе, которые содержат вышеописанный кристаллический силикат титана, включают семейства смектита, палыгорскита и каолина, а эти семейства включают монтмориллониты, такие, как суббентониты, аттапульгит и каолины, в которых основным компонентом является галлоизит, каолинит, диктит, накрит или анауксит. Такие глины можно использовать в том сыром состоянии, в каком их добывают, или сначала подвергать обжигу, обработке кислотой или химической модификации. Помимо вышеуказанных материалов, кристаллический силикат титана может содержать пористый матричный материал, такой, как диоксид кремния-оксид алюминия, диоксид кремния-оксид магния, диоксид кремния-диоксид циркония, диоксид кремния-оксид тория, диоксид кремния-оксид бериллия, диоксид кремния-оксид титана, а также третичные композиции, такие, как диоксид кремния-оксид алюминия-оксид тория, диоксид кремния-оксид алюминия-диоксид циркония, диоксид кремния-оксид алюминия-оксид магния и диоксид кремния-оксид магния-диоксид циркония. Матрица может быть в форме когеля. Относительные пропорции цеолита и неорганического оксида металла могут изменяться в широких пределах с содержанием цеолита в диапазоне от около одного до около 99 мас.%, а в более распространенном случае - от около 80 до около 90 мас.% композита.
Метано-селективный адсорбент, используемый в колонне 412 адсорбции, предпочтительно содержит либо кристаллический алюмосиликатный цеолит (например, 13Х), или цеолит Х с высоким содержанием алюминия, имеющий отношение кремния к алюминию, составляющее примерно единицу, либо аморфный цеолит (например, силикагель или уголь). Наиболее предпочтительным адсорбентом метана является уголь.
Адсорбция, проводимая в колоннах 404 и 412 адсорбции, может быть реализована, по существу, любым известным способом адсорбции, например, таким, который предусматривает адсорбцию с колебаниями давления (АКД (PSA)), колебания температуры, очистку со смещением, или неадсорбционную очистку (т.е. частичное снижение давления). Вместе с тем, способ согласно настоящему изобретению можно с выгодой осуществлять, используя цикл колебаний давления. Циклы колебаний давления хорошо известны в данной области техники. Предпочтительным является проведение адсорбции в колонне 404 посредством АКД в «номинальном» режиме, что дает преимущество различных скоростей адсорбции азота и метана азотно-селективным адсорбентом. В предпочтительном варианте азотно-селективный адсорбент, используемый в колонне 404, будет адсорбировать азот со скоростью, которая в 5-25 раз превышает скорость, с которой он адсорбирует метан. Во время адсорбции в колонне 404 предпочтительно поддерживать температуру в диапазоне от около -45 до около 37,7°С (от около -50 до около 100°F), более предпочтительно от -17,7 до 37,7°С (от 0 до 70°F). Абсолютное давление адсорбции в колонне 404 предпочтительно находится в диапазоне от около 137 до около 13,78 МПа (от около 20 до около 2000 psia), более предпочтительно - от около 689 до около 10,3 МПа (от около 100 до около 1500 psia), а наиболее предпочтительно - от около 3,44 до около 6,89 МПа (от около 500 до около 1000 psia). Во время десорбции в колонне 404 температура может поддерживаться в диапазоне, описанном выше. Однако во время десорбции азота в колонне 404 предпочтительно, чтобы давление в колонне было меньше, чем половина давления десорбции, предпочтительно - меньше, чем 20 процентов давления десорбции. Абсолютное давление десорбции предпочтительно находится в диапазоне от около 6,89 до около 1,03 МПа (от около 1 до около 150 psia), более предпочтительно - от около 34 до около 344 кПа (от около 5 до около 25 psia).
Во время адсорбции метана в колонне 412 предпочтительно поддерживать температуру в диапазоне от около -34,4 до около 60°С (от около -30 до около 140°F), более предпочтительно от 21,1 до 48,8°С (от 70 до 120°F). Абсолютное давление адсорбции в колонне 412 предпочтительно поддерживают в диапазоне от около 6,89 до около 1,37 МПа (от около 1 до около 200 psia), более предпочтительно - от 34,4 до 413 кПа (от 5 до 60 psia).
Со ссылкой на фиг.1 и 2, система 400 для удаления азота, показанная на фиг.2, может быть с выгодой использована в одном или более выбранных мест системы для сжижения природного газа, показанной на фиг.1, с целью удаления азота из предварительно обработанного природного газа. Систему 400 для удаления азота предпочтительно располагают ниже по потоку после блока 106 для удаления кислого газа и перед впускным отверстием ступени высокого давления метанового компрессора 83. Таким образом, питающая труба 402 и труба 408 продукта системы 400 для удаления азота могут быть гидравлически подключены к одной из труб 108, 112, 116, 118, 122, 124, 126, 128, 130, 132, 136, 138, 142, 144, 146, 148 и 150 или к любой их комбинации. Систему 400 для удаления азота предпочтительно располагают ниже по потоку после блока 106 для удаления кислого газа, чтобы избежать недостатков адсорбции в колонне 404 адсорбции, которые могут быть вызваны совместной адсорбцией кислых газов (в частности, H2S или CO2), присутствующих в питающем потоке с высоким содержанием N2, подаваемом в систему 400 для удаления азота. Систему 400 для удаления азота предпочтительно располагают выше по потоку перед впускным отверстием ступени высокого давления метанового компрессора 83, так как температура и давление природного газа (в газообразном или жидком состоянии) ниже по потоку после впускного отверстия ступени высокого давления метанового компрессора 83 меньше, чем идеальное для адсорбции азота в колонне 404 адсорбции.
В наиболее предпочтительном варианте систему 400 для удаления азота располагают ниже по потоку после системы 114 для удаления ртути. Такая конфигурация обеспечивает удаление кислых газов, воды и/или ртути из питающего потока природного газа до удаления азота, что исключает недостатки, связанные с удалением азота и обусловленные совместной адсорбцией таких загрязняющих веществ. Таким образом, может оказаться конкретно выгодным размещение системы 400 для удаления азота в трубе 116. Еще одно конкретно выгодное место для размещения системы 400 для удаления азота находится в трубе 150. Такое место может оказаться выгодным потому, что концентрация азота в природном газе в этой точке значительно выше, чем в местах, расположенных выше по потоку. Таким образом, может потребоваться обработка меньшего количества текучей среды в установке 400 для удаления азота, если эта установка расположена в трубе 150.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения систему 400 для удаления азота можно использовать для одновременного удаления CO2 и азота из природного газа. Если такая конфигурация желательна, то блок 106 удаления кислых газов можно исключить, поскольку труба 100, вводящая питающий поток природного газа, по существу, не содержит (или, возможно, имеет очень низкие уровни содержания) кислых газов, отличных от CO2 (например, H2S). Если труба 100, вводящая питающий поток природного газа, имеет нежелательно высокие уровни содержания кислых газов, отличных от CO2, то обязательно нужно использовать блок 106 удаления кислых газов, а аминосодержащий растворитель, селективный для кислых газов, отличных от CO2, является предпочтительным для применения в этом блоке 106 удаления кислых газов.
Предпочтительные формы изобретения, описанные выше, надлежит считать носящими лишь иллюстративный характер и не следует интерпретировать как ограничивающие объем притязаний настоящего изобретения. В рамках существа притязаний настоящего изобретения специалисты в данной области техники смогут без затруднений внести очевидные изменения в возможные варианты осуществления, приведенные выше.
Авторы изобретения настоящим заявляют о своем намерении обосновывать принципом эквивалентов определение и оценку корректно сформулированного истинного объема притязаний настоящего изобретения касательно любого устройства, не имеющего существенных отклонений от объема притязаний изобретения, которые изложены в нижеследующей формуле изобретения, но охарактеризованного без дословного совпадения с изложением этого объема.

Claims (56)

1. Способ сжижения природного газа, включающий следующие этапы:
(a) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор от примерно 3,5 до примерно 4,0 Å,
(b) использование, по меньшей мере, части природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере и
(c) сжатие ниже по потоку, после молекулярного сита, по меньшей мере, части природного газа, используемой в качестве хладагента.
2. Способ по п.1, в котором этап (а) включает адсорбирование азота с помощью молекулярного сита.
3. Способ по п.2, в котором
(d) осуществляют десорбцию азота из молекулярного сита.
4. Способ по п.3, в котором этапы (а) и (d) являются этапами процесса адсорбции с колебаниями давления.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором
(e) выше по потоку перед молекулярным ситом удаляют кислый газ из природного газа.
6. Способ по п.1, в котором
(f) выше по потоку перед молекулярным ситом удаляют воду из природного газа.
7. Способ по п.1, в котором
(g) выше по потоку перед молекулярным ситом удаляют ртуть из природного газа.
8. Способ по п.7, в котором
(h) выше по потоку после молекулярного сита охлаждают природный газ в этиленовом холодильном аппарате.
9. Способ по п.8, в котором
(i) в технологической цепочке после молекулярного сита охлаждают природный газ в пропановом холодильном аппарате.
10. Способ по п.7, в котором
(j) выше по потоку перед молекулярным ситом охлаждают природный газ в пропановом холодильном аппарате.
11. Способ по п.10, в котором
(k) выше по потоку перед молекулярным ситом охлаждают природный газ в этиленовом холодильном аппарате.
12. Способ по п.11, в котором
(l) выше по потоку перед молекулярным ситом охлаждают природный газ в метановом экономайзере.
13. Способ по п.1, в котором молекулярное сито имеет размер пор от примерно 3,6 до примерно 3,8 Å.
14. Способ по п.13, в котором молекулярное сито имеет размер пор от 3,65 до 3,75 Å.
15. Способ по п.1, в котором молекулярное сито выполнено из титаносиликатного цеолита.
16. Способ по п.15, в котором цеолит выбирают из группы, состоящей из ETS-4, BaETS-4, CTS-1 и их комбинаций.
17. Способ сжижения природного газа, включающий следующие этапы:
(a) адсорбирование азота из природного газа, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота,
(b) охлаждение, по меньшей мере, части потока природного газа с низким содержанием азота в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа,
(c) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа, и
(d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в качестве хладагента в разомкнутом метановом цикле.
18. Способ по п.17, в котором адсорбирование проводят с использованием цеолита, имеющего размер пор от примерно 3,5 до примерно 4,0 Å.
19. Способ по п.17 или 18, в котором
(e) выше по потоку перед использованием цеолита предварительно обрабатывают природный газ, удаляя, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество, которое мешает проявлению цеолитом его способности адсорбировать азот.
20. Способ по п.19, в котором, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбирают из группы, состоящей из сероводорода, диоксида углерода, воды, ртути и их комбинаций.
21. Способ по п.20, в котором цеолит имеет размер пор от примерно 3,6 до примерно 3,8 Å.
22. Способ по п.19, в котором
(f) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют ртуть из природного газа.
23. Способ по п.22, в котором
(g) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют, по меньшей мере, один кислый газ из природного газа.
24. Способ по п.23, в котором
(h) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют воду из природного газа.
25. Способ по п.24, в котором цеолит имеет размер пор от 3,65 до 3,75 Å, причем цеолит является титаносиликатным цеолитом.
26. Способ сжижения природного газа, включающий следующие этапы:
(a) охлаждение природного газа в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа,
(b) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа,
(c) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в метановом экономайзере, обеспечивая поток охлажденного на третьей ступени природного газа,
(d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на третьей ступени природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере и
(e) адсорбирование азота, по меньшей мере, из части природного газа, используемого в качестве хладагента в метановом экономайзере, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота.
27. Способ по п.26, в котором адсорбирование проводят с использованием цеолита, имеющего размер пор от примерно 3,5 до примерно 4,0 Å.
28. Способ по п.26 или 27, в котором
(f) сжимают, по меньшей мере, часть потока природного газа с низким содержанием азота, обеспечивая поток сжатого природного газа.
29. Способ по п.28, в котором
(g) охлаждают, по меньшей мере, часть потока сжатого природного газа в пропановом холодильном аппарате.
30. Способ по п.29, в котором
(h) выше по потоку перед использованием цеолита предварительно обрабатывают природный газ, удаляя, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество, которое мешает проявлению цеолитом его способности адсорбировать азот.
31. Способ по п.30, в котором, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбирают из группы, состоящей из сероводорода, диоксида углерода, воды, ртути и их комбинаций.
32. Способ по п.31, в котором цеолит имеет размер пор от примерно 3,6 до примерно 3,8 Å.
33. Способ по п.29, в котором
(i) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют ртуть из природного газа.
34. Способ по п.33, в котором
(j) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют, по меньшей мере, один кислый газ из природного газа.
35. Способ по п.34, в котором
(k) выше по потоку перед использованием цеолита удаляют воду из природного газа.
36. Способ по п.35, в котором цеолит имеет размер пор от 3,65 до 3,75 Å.
37. Способ сжижения природного газа, включающий следующие этапы:
(a) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор от примерно 3,5 до примерно 4,0 Å,
(b) охлаждение природного газа в первом холодильном аппарате и
(c) охлаждение природного газа во втором холодильном аппарате.
38. Способ по п.37, в котором первый холодильный аппарат является пропановым холодильным аппаратом, а второй холодильный аппарат является этиленовым холодильным аппаратом.
39. Способ по п.37 или 38, в котором
(d) охлаждают природный газ в метановом экономайзере.
40. Способ по п.37, в котором
(e) ниже по потоку после молекулярного сита осуществляют с помощью первого холодильника и второго холодильника охлаждение природного газа в цикле многоступенчатого расширения.
41. Способ по п.40, в котором
этап (е) включает снижение температуры природного газа до температуры от -240 до -260°F.
42. Способ по п.41, в котором этап (е) включает снижение давления потока природного газа примерно до атмосферного давления.
43. Способ по п.37, в котором первый и второй холодильные аппараты расположены ниже по потоку после молекулярного сита.
44. Способ по п.43, в котором
(f) выше по потоку после молекулярного сита удаляют кислый газ, воду и ртуть из природного газа.
45. Устройство для сжижения природного газа, содержащее
систему для предварительной обработки, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, одного загрязняющего вещества из природного газа, причем, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбрано из группы, состоящей из кислого газа, воды, ртути и их комбинаций,
систему для удаления азота, расположенную ниже по потоку после системы для предварительной обработки и выполненную с возможностью удаления азота из природного газа, причем система для удаления природного газа включает молекулярное сито, имеющее размер пор от примерно 3,5 до примерно 4,0 Å,
пропановый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после системы для удаления азота и выполненный с возможностью охлаждения природного газа,
этиленовый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после пропанового холодильного аппарата и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, и
систему с разомкнутым метановым циклом, расположенную ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата.
46. Устройство по п.45, в котором система для удаления азота расположена выше по потоку перед системой с разомкнутым метановым циклом и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает кислый газ.
47. Устройство по п.46, в котором система для удаления азота расположена выше по потоку перед этиленовым холодильным аппаратом и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает воду.
48. Устройство по п.47, в котором система для удаления азота расположена выше по потоку перед пропановым холодильным аппаратом и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает ртуть.
49. Устройство по п.45, в котором система с разомкнутым метановым циклом включает метановый компрессор, выполненный с возможностью сжатия природного газа, а система для удаления азота расположена выше по потоку метанового компрессора.
50. Устройство по п.49, в котором система для удаления азота расположена перед этиленовым холодильным аппаратом.
51. Устройство по п.48, в котором система с разомкнутым метановым циклом включает барабан ступени высокого давления для мгновенного испарения метана, расположенный ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата и выше по потоку перед компрессором, а система для удаления азота расположена с возможностью сообщения посредством текучей среды между барабаном ступени высокого давления для мгновенного испарения метана и метановым компрессором.
52. Устройство по любому из пп.45-51, в котором молекулярное сито имеет размер пор от 3,65 до 3,75 Å.
53. Устройство по п.45, в котором молекулярное сито выполнено из титаносиликатного цеолита.
54. Устройство по п.53, в котором цеолит выбран из группы, состоящей из ETS-4, BaETS-4, CTS-1 и их смесей.
55. Способ, предусматривающий испарение сжиженного природного газа, полученного по любому из пп.1-44.
56. Продукт, представляющий собой сжиженный природный газ, полученный посредством способа по любому из пп.1-44.
RU2005106870/06A 2002-08-12 2003-07-29 Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота RU2300061C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/217,255 US6631626B1 (en) 2002-08-12 2002-08-12 Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
US10/217,255 2002-08-12

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005106870A RU2005106870A (ru) 2006-01-20
RU2300061C2 true RU2300061C2 (ru) 2007-05-27

Family

ID=28791653

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005106870/06A RU2300061C2 (ru) 2002-08-12 2003-07-29 Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6631626B1 (ru)
AU (1) AU2003254222B2 (ru)
EG (1) EG23917A (ru)
OA (1) OA12901A (ru)
RU (1) RU2300061C2 (ru)
WO (1) WO2004015346A1 (ru)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2465040C2 (ru) * 2007-09-24 2012-10-27 Ифп Способ сжижения сухого природного газа
RU2495343C2 (ru) * 2008-02-08 2013-10-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения углеводородного потока
RU2503900C2 (ru) * 2007-11-07 2014-01-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов
RU2540433C2 (ru) * 2013-02-28 2015-02-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической химии им. Н.Д.Зелинского Адсорбент для удаления воды из газов
RU2748406C2 (ru) * 2017-02-14 2021-05-25 Линде Акциенгезельшафт Способ сжижения богатой углеводородами фракции
RU2750864C2 (ru) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с получением газомоторных топлив (варианты)
RU2752223C2 (ru) * 2015-04-24 2021-07-23 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа
RU2757207C2 (ru) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с выработкой газомоторных топлив (варианты)
RU2759082C2 (ru) * 2019-02-28 2021-11-09 Андрей Владиславович Курочкин Установка по производству сжиженного природного газа
RU2762713C1 (ru) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов

Families Citing this family (72)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7314503B2 (en) * 2003-12-08 2008-01-01 Syntroleum Corporation Process to remove nitrogen and/or carbon dioxide from methane-containing streams
US7234322B2 (en) * 2004-02-24 2007-06-26 Conocophillips Company LNG system with warm nitrogen rejection
US7452406B2 (en) * 2004-03-12 2008-11-18 Mmr Technologies Inc. Device and method for removing water and carbon dioxide from a gas mixture using pressure swing adsorption
US20050279132A1 (en) * 2004-06-16 2005-12-22 Eaton Anthony P LNG system with enhanced turboexpander configuration
US7442231B2 (en) * 2004-08-23 2008-10-28 Syntroleum Corporation Electricity generation system
EP1984097A4 (en) * 2005-06-15 2009-08-26 Questair Technologies Inc ADSORPTION MASS SEPARATION FOR GAS FLOW VALUATION
US7932423B2 (en) * 2005-11-07 2011-04-26 Pilot Energy Solutions, Llc Removal of inerts from natural gas using hydrate formation
CN101529187A (zh) * 2006-10-24 2009-09-09 国际壳牌研究有限公司 从液化天然气中脱除硫醇的方法
US8445737B2 (en) * 2007-02-16 2013-05-21 Shell Oil Company Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream
US9003828B2 (en) * 2007-07-09 2015-04-14 Lng Technology Pty Ltd Method and system for production of liquid natural gas
NZ582507A (en) * 2007-07-09 2012-08-31 Lng Technology Pty Ltd A method and system for production of liquid natural gas
WO2009007436A1 (en) * 2007-07-12 2009-01-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for separating nitrogen from a mixed nitrogen and methane containing stream by using a metal organic framework
WO2009009877A1 (en) * 2007-07-13 2009-01-22 Nichol Scott E Metal matrix composite solders
US9528759B2 (en) 2008-05-08 2016-12-27 Conocophillips Company Enhanced nitrogen removal in an LNG facility
US7875106B2 (en) * 2008-05-30 2011-01-25 Battelle Memorial Institute Adsorbent and adsorbent bed for materials capture and separation processes
MY155414A (en) 2009-04-20 2015-10-15 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
WO2011046658A1 (en) 2009-09-09 2011-04-21 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
CA2780637C (en) 2009-11-16 2016-10-04 Kent Knaebel & Associates, Inc. Multi-stage adsorption system for gas mixture separation
MY161559A (en) 2010-01-22 2017-04-28 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
JP5136968B2 (ja) * 2011-03-31 2013-02-06 三浦工業株式会社 蒸気発生システム
CA2840723C (en) * 2011-08-09 2019-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream
US9829247B2 (en) 2013-12-06 2017-11-28 Exxonmobil Upstream Reseach Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
CA2925955C (en) 2013-12-06 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
AU2014357666B2 (en) 2013-12-06 2017-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
CN105722572B (zh) 2013-12-06 2017-08-22 埃克森美孚上游研究公司 用喷射组件分离烃和杂质的方法和装置
US9823016B2 (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
EP2957620A1 (en) 2014-06-17 2015-12-23 Shell International Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a pressurized and at least partially condensed mixture of hydrocarbons
CA2855383C (en) 2014-06-27 2015-06-23 Rtj Technologies Inc. Method and arrangement for producing liquefied methane gas (lmg) from various gas sources
WO2016014232A1 (en) 2014-07-25 2016-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system having a valve assembly and swing adsorption processes related thereto
EP3218326B1 (en) 2014-11-11 2020-03-04 ExxonMobil Upstream Research Company High capacity structures and monoliths via paste imprinting
EP3229938A1 (en) 2014-12-10 2017-10-18 ExxonMobil Research and Engineering Company Adsorbent-incorporated polymer fibers in packed bed and fabric contactors, and methods and devices using same
WO2016105870A1 (en) 2014-12-23 2016-06-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Structured adsorbent beds, methods of producing the same and uses thereof
MX2017008683A (es) 2015-02-27 2017-10-11 Exxonmobil Upstream Res Co Reduccion de carga de refrigeracion y deshidratacion para una corriente de alimentacion que entra a un proceso de destilacion criogenica.
WO2016186726A1 (en) 2015-05-15 2016-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
SG11201707069QA (en) 2015-05-15 2017-11-29 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto comprising mid-bed purge systems
CN107847851B (zh) 2015-09-02 2021-05-18 埃克森美孚上游研究公司 使用脱甲烷塔顶部流作为清扫气体的变化吸附方法和系统
US10124286B2 (en) 2015-09-02 2018-11-13 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CA2903679C (en) 2015-09-11 2016-08-16 Charles Tremblay Method and system to control the methane mass flow rate for the production of liquefied methane gas (lmg)
AU2016323618B2 (en) 2015-09-18 2019-06-13 Exxonmobil Upsteam Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
AU2016327820B2 (en) 2015-09-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
KR102119378B1 (ko) 2015-10-27 2020-06-08 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 능동 제어식 공급물 포핏 밸브 및 수동 제어식 생성물 밸브를 갖는 관련 스윙 흡착 공정용 장치 및 시스템
US10322365B2 (en) 2015-10-27 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Reseach Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
EA201891029A1 (ru) 2015-10-27 2018-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для процессов короткоцикловой адсорбции, имеющие множество клапанов
CA3005448A1 (en) 2015-11-16 2017-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide
CA3017612C (en) 2016-03-18 2021-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CA3024545C (en) 2016-03-30 2020-08-25 Exxonmobile Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
EP3463620A1 (en) 2016-05-31 2019-04-10 ExxonMobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
CA3025615A1 (en) 2016-05-31 2017-12-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
AU2017320837B2 (en) 2016-09-01 2020-07-23 Exxonmobil Upstream Research Company Swing adsorption processes for removing water using 3A zeolite structures
US10365038B2 (en) * 2016-09-15 2019-07-30 Lummus Technology Inc. Process for the production of dilute ethylene
US10328382B2 (en) 2016-09-29 2019-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for testing swing adsorption processes
EP3558487A1 (en) 2016-12-21 2019-10-30 ExxonMobil Upstream Research Company Self-supporting structures having active materials
RU2019120009A (ru) 2016-12-21 2021-01-22 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Самоподдерживающиеся структуры, имеющие структуры с геометрией пены и активные материалы
RU2645185C1 (ru) 2017-03-16 2018-02-16 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления
US11331620B2 (en) 2018-01-24 2022-05-17 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
WO2019168628A1 (en) 2018-02-28 2019-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
WO2019239381A1 (en) 2018-06-14 2019-12-19 Sysadvance € Sistemas De Engenharia, S.A. Multi-stage psa process to remove contaminant gases from raw methane streams
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
WO2020131496A1 (en) 2018-12-21 2020-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
WO2020204218A1 (ko) * 2019-04-01 2020-10-08 삼성중공업 주식회사 냉각시스템
CN110066695A (zh) * 2019-04-30 2019-07-30 李育 天然气脱氮装置及方法
US11376545B2 (en) 2019-04-30 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
US11655910B2 (en) 2019-10-07 2023-05-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
EP4045173A1 (en) 2019-10-16 2022-08-24 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Dehydration processes utilizing cationic zeolite rho
EP4341364A1 (en) * 2021-05-18 2024-03-27 ConocoPhillips Company Contaminant removal with sorbent beds for lng processing

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4150962A (en) * 1975-12-15 1979-04-24 Uop Inc. Pretreatment of raw natural gas prior to liquefaction
US4938939A (en) 1987-09-08 1990-07-03 Engelhard Corporation Preparation of small-pored crystalline titanium molecular sieve zeolites
GB2296712B (en) 1995-01-05 1999-02-24 British Gas Plc Absorbents for separating nitrogen from a feed gas
US5964923A (en) 1996-02-29 1999-10-12 Membrane Technology And Research, Inc. Natural gas treatment train
US5989316A (en) 1997-12-22 1999-11-23 Engelhard Corporation Separation of nitrogen from mixtures thereof with methane utilizing barium exchanged ETS-4
US6158240A (en) 1998-10-23 2000-12-12 Phillips Petroleum Company Conversion of normally gaseous material to liquefied product
US6197092B1 (en) 1999-03-22 2001-03-06 Engelhard Corporation Selective removal of nitrogen from natural gas by pressure swing adsorption
US6070429A (en) 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
US6444012B1 (en) * 2000-10-30 2002-09-03 Engelhard Corporation Selective removal of nitrogen from natural gas by pressure swing adsorption

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2465040C2 (ru) * 2007-09-24 2012-10-27 Ифп Способ сжижения сухого природного газа
RU2503900C2 (ru) * 2007-11-07 2014-01-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов
RU2495343C2 (ru) * 2008-02-08 2013-10-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения углеводородного потока
RU2540433C2 (ru) * 2013-02-28 2015-02-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической химии им. Н.Д.Зелинского Адсорбент для удаления воды из газов
RU2752223C2 (ru) * 2015-04-24 2021-07-23 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа
RU2748406C2 (ru) * 2017-02-14 2021-05-25 Линде Акциенгезельшафт Способ сжижения богатой углеводородами фракции
RU2750864C2 (ru) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с получением газомоторных топлив (варианты)
RU2757207C2 (ru) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с выработкой газомоторных топлив (варианты)
RU2759082C2 (ru) * 2019-02-28 2021-11-09 Андрей Владиславович Курочкин Установка по производству сжиженного природного газа
RU2762713C1 (ru) * 2021-02-08 2021-12-22 Алексей Леонидович Западинский Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов

Also Published As

Publication number Publication date
WO2004015346A8 (en) 2005-04-14
WO2004015346A1 (en) 2004-02-19
RU2005106870A (ru) 2006-01-20
AU2003254222A1 (en) 2004-02-25
EG23917A (en) 2007-12-30
OA12901A (en) 2006-10-13
US6631626B1 (en) 2003-10-14
AU2003254222B2 (en) 2008-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2300061C2 (ru) Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота
RU2177127C2 (ru) Повышение эффективности каскадного способа охлаждения открытого цикла
JP5006515B2 (ja) 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム
KR101060381B1 (ko) 천연가스 액화용 모터 구동 압축기 시스템
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
KR101302310B1 (ko) 반폐쇄 루프 액화 천연 가스 처리
RU2241181C2 (ru) Способ ожижения газообразного вещества (варианты) и устройство для его осуществления (варианты)
US20050268648A1 (en) Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
OA12959A (en) Enhance methane flash system for natural gas liquefaction.
US20120204598A1 (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
RU2753206C1 (ru) Способ автономного производства сжиженного природного газа и установка для его осуществления
AU2010210900B2 (en) Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
AU2003287356B2 (en) Motor driven compressor system for natural gas liquefaction

Legal Events

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

Effective date: 20110730