RU2362954C2 - Treating of liquefied natural gas - Google Patents
Treating of liquefied natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2362954C2 RU2362954C2 RU2007105106/06A RU2007105106A RU2362954C2 RU 2362954 C2 RU2362954 C2 RU 2362954C2 RU 2007105106/06 A RU2007105106/06 A RU 2007105106/06A RU 2007105106 A RU2007105106 A RU 2007105106A RU 2362954 C2 RU2362954 C2 RU 2362954C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- fuel gas
- recycle stream
- column
- partial condensation
- Prior art date
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
-
- 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
-
- 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
- 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
- F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a column
-
- 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
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
- F25J2215/04—Recovery of liquid products
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal 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
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion 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
- F25J2270/42—Quasi-closed internal or closed external nitrogen refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к очистке сжиженного природного газа, и, в частности, к очистке сжиженного природного газа, который содержит компоненты, имеющие точки кипения ниже, чем у метана. Примером такого компонента является азот. В данном описании и в формуле изобретения выражения "низкокипящие компоненты" и "компоненты, имеющие низкие точки кипения" будут использованы для обозначения компонентов, имеющих точки кипения ниже, чем температуры кипения метана. Очистка направлена на извлечение из сжиженного природного газа низкокипящих компонентов с целью получения сжиженного природного газа, характеризующегося пониженным содержанием компонентов с низкими температурами кипения. Усовершенствованный способ может быть применен в двух случаях: (1) для очистки такого же количества сжиженного природного газа, что и в известном способе, или (2) для очистки большего количества сжиженного природного газа по сравнению с известным способом. При применении способа в первом случае содержание низкокипящих компонентов в сжиженном природном газе, очищенном в соответствии со способом согласно настоящему изобретению, ниже их содержания в сжиженном газе, очищенном по известному способу. При применении данного способа во втором случае содержание низкокипящих компонентов сохраняется, а количество сжиженного газа увеличивается.The present invention relates to the purification of liquefied natural gas, and, in particular, to the purification of liquefied natural gas, which contains components having a boiling point lower than that of methane. An example of such a component is nitrogen. In this description and in the claims, the expressions “low boiling components” and “components having low boiling points” will be used to refer to components having boiling points lower than the boiling points of methane. The purification is aimed at extracting low-boiling components from liquefied natural gas in order to obtain liquefied natural gas, characterized by a reduced content of components with low boiling points. The improved method can be applied in two cases: (1) for purification of the same amount of liquefied natural gas as in the known method, or (2) for purification of a larger amount of liquefied natural gas in comparison with the known method. When applying the method in the first case, the content of low-boiling components in the liquefied natural gas purified in accordance with the method according to the present invention is lower than their content in the liquefied gas purified by the known method. When using this method in the second case, the content of low-boiling components is preserved, and the amount of liquefied gas increases.
В патентном документе US 6199403 А раскрыт способ удаления компонента с высокой летучестью, такого как азот, из исходного потока, обогащенного метаном. В соответствии с US 6199403 А расширенный поток сжиженного природного газа поступает в сепарационную колонну на промежуточном уровне, т.е. не ниже участка секции контактирования газа и жидкости.US Pat. No. 6,199,403 A discloses a method for removing a highly volatile component, such as nitrogen, from a methane-rich feed stream. In accordance with US Pat. No. 6,199,403 A, the expanded liquefied natural gas stream enters the separation column at an intermediate level, i.e. not lower than the section of the gas-liquid contacting section.
Патентный документ US 5421165 А относится к технологическому процессу удаления азота из исходной сжиженной смеси углеводородов. Для решения поставленной задачи в US 5421165 А предложен относительно сложный процесс, в котором используют колонну для извлечения азота, содержащую большое количество теоретических ступеней фракционирования.US Pat. No. 5,421,165 A relates to a process for removing nitrogen from an initial liquefied hydrocarbon mixture. To solve this problem, US 5421165 A proposes a relatively complex process in which a nitrogen extraction column is used that contains a large number of theoretical stages of fractionation.
Другой относительно сложный процесс описан в международной публикации WO 02/50483. В указанной международной заявке описано несколько способов извлечения компонентов, имеющих низкие точки кипения, из сжиженного природного газа. В соответствии с WO 02/50483 получают поток жидкого продукта с пониженным содержанием компонентов с низкими точками кипения.Another relatively complex process is described in international publication WO 02/50483. This international application describes several methods for recovering components having low boiling points from liquefied natural gas. In accordance with WO 02/50483, a liquid product stream with a reduced content of components with low boiling points is obtained.
Недостаток вышеуказанного процесса, описанного в WO 02/50483, состоит в том, что поток жидкого продукта содержит нежелательно высокое содержание компонентов, имеющих низкие точки кипения.A disadvantage of the above process described in WO 02/50483 is that the liquid product stream contains an undesirably high content of components having low boiling points.
Задача настоящего изобретения заключается в минимизации вышеуказанного недостатка.The objective of the present invention is to minimize the above drawback.
Кроме того, задачей настоящего изобретения является обеспечение альтернативного технологического процесса.In addition, an object of the present invention is to provide an alternative process.
Еще одна задача изобретения состоит в обеспечении упрощенного технологического процесса для снижения количества компонентов, имеющих низкие точки кипения, в потоке сжиженного природного газа.Another objective of the invention is to provide a simplified process to reduce the number of components having low boiling points in a stream of liquefied natural gas.
Одна или более из указанных задач или другие задачи решаются в соответствии с настоящим изобретением посредством способа очистки сжиженного природного газа, подаваемого под давлением сжижения и содержащего низкокипящие компоненты, для получения потока жидкого продукта с пониженным содержанием низкокипящих компонентов, при этом предложенный способ включает:One or more of these tasks or other tasks are solved in accordance with the present invention by a method for purifying liquefied natural gas supplied under a liquefaction pressure and containing low boiling components to obtain a liquid product stream with a low content of low boiling components, the proposed method includes:
(a) расширение сжиженного газа до давления разделения на фазы с получением расширенной двухфазной текучей среды;(a) expanding the liquefied gas to a phase separation pressure to obtain an expanded biphasic fluid;
(b) ввод расширенной двухфазной текучей среды в колонну, содержащую единственную секцию контактирования газа и жидкости, при этом расширенную двухфазную текучую среду вводят ниже единственной секции контактирования газа и жидкости, размещенной в этой колонне;(b) introducing an expanded biphasic fluid into a column containing a single gas and liquid contacting section, wherein the expanded biphasic fluid is introduced below a single gas and liquid contacting section disposed in the column;
(c) накопление в нижней части колонны жидкости из двухфазной текучей среды и отвод из нижней части колонны потока жидкости, имеющей пониженное содержание компонентов с низкими точками кипения с получением потока жидкого продукта;(c) accumulating in the lower part of the liquid column from the two-phase fluid and withdrawing from the lower part of the liquid stream column having a reduced content of components with low boiling points to obtain a liquid product stream;
(d) обеспечение протекания пара двухфазной текучей среды через единственную секцию контактирования;(d) allowing vapor flow of the two-phase fluid through a single contacting section;
(e) отвод из верхней части колонны потока газообразной фазы, который обогащен компонентами с низкими точками кипения;(e) withdrawing from the top of the column a gaseous phase stream that is enriched with low boiling point components;
(f) нагревание газового потока, полученного на стадии (е), в теплообменнике с целью получения нагретого газообразного потока;(f) heating the gas stream obtained in step (e) in a heat exchanger to obtain a heated gaseous stream;
(g) сжатие нагретого газообразного потока, полученного на стадии (f), до давления топливного газа с получением топливного газа;(g) compressing the heated gaseous stream obtained in step (f) to the pressure of the fuel gas to produce fuel gas;
(h) отделение рециркулирующего потока от топливного газа, полученного на стадии (g);(h) separating the recycle stream from the fuel gas obtained in step (g);
(i) по меньшей мере, частичную конденсацию рециркулирующего потока, полученного на стадии (h), для получения потока флегмы; и(i) at least partially condensing the recycle stream obtained in step (h) to obtain a reflux stream; and
(j) ввод потока флегмы, полученного на стадии (i), выше единственной секции контактирования при давлении внутри колонны, соответствующем давлению разделения на фазы.(j) introducing the reflux stream obtained in step (i) above a single contacting section at a pressure inside the column corresponding to the phase separation pressure.
Заявители обнаружили, что поток жидкого продукта, соответствующего настоящему изобретению, имеет меньшее содержание компонентов с низкими точками кипения, чем можно было ожидать.Applicants have found that the liquid product stream of the present invention has a lower component content with low boiling points than would be expected.
Такой желательный результат неожиданно получен в соответствии с настоящим изобретением с помощью упрощенного технологического процесса, использующего на стадии (b) колонну, имеющую только одну единственную секцию контактирования газа и жидкости.Such a desired result was unexpectedly obtained in accordance with the present invention using a simplified process using, in step (b), a column having only one single gas-liquid contacting section.
Используя упрощенный технологический процесс в соответствии с настоящим изобретением, уменьшение количества низкокипящих компонентов в потоке жидкого продукта может быть достигнуто более экономичным образом.Using the simplified process in accordance with the present invention, a reduction in the amount of low boiling components in the liquid product stream can be achieved in a more economical manner.
Кроме того, было установлено, что технологический процесс согласно данному изобретению является особенно подходящим для потоков сжиженного природного газа (который следует подавать при давлении сжижения), содержащих менее 7 мол.% компонентов с низкими точками кипения.In addition, it was found that the process according to this invention is especially suitable for flows of liquefied natural gas (which should be supplied at a liquefaction pressure) containing less than 7 mol.% Components with low boiling points.
Настоящее изобретение далее будет более подробно раскрыто с помощью примера и со ссылками на сопровождающие чертежи, не ограничивающие изобретение.The present invention will now be described in more detail by way of example and with reference to the accompanying drawings, not limiting the invention.
Фиг.1 - схема технологического процесса, иллюстрирующая воплощение способа согласно настоящему изобретению.FIG. 1 is a flowchart illustrating an embodiment of a method according to the present invention.
Фиг.2 - схема альтернативы технологического процесса, иллюстрируемого на фиг.1.Figure 2 is a diagram of an alternative to the process illustrated in figure 1.
Фиг.3 - схема технологического процесса для другого воплощения способа согласно настоящему изобретению.3 is a flowchart for another embodiment of a method according to the present invention.
Фиг.4 - схема альтернативы технологического процесса, иллюстрируемого на фиг.3.Figure 4 is a diagram of an alternative to the process illustrated in figure 3.
Фиг.5 - альтернативное воплощение выделенной части V схемы технологического процесса, иллюстрируемой на фиг.4, показано схематически и не в масштабе.5 is an alternative embodiment of the allocated part V of the process flowchart illustrated in FIG. 4 is shown schematically and not to scale.
В соответствии со схемой, представленной на фиг.1, сжиженный природный газ, содержащий компоненты с низкими точками кипения, подают при давлении сжижения по трубопроводу 1 в расширительное устройство, выполненное в виде детандера 3, и пропускают через дроссельный вентиль 5, в котором реализуется эффект Джоуля-Томпсона и который установлен в отводящем трубопроводе 6 детандера 3. В расширительном устройстве сжиженный газ расширяется до давления разделения на фазы, в результате чего получают расширенную двухфазную текучую среду. Давление сжижения предпочтительно находится в интервале от 3 до 8,5 МПа, а давление разделения фаз предпочтительно составляет от 0,1 до 0,5 МПа.In accordance with the scheme shown in Fig. 1, liquefied natural gas containing components with low boiling points is supplied at a liquefaction pressure through
Расширенную двухфазную текучую среду по трубопроводу 9 направляют в колонну 10. При этом расширенную двухфазную текучую среду вводят в колонну 10 при давлении разделения на фазы через подходящее входное устройство, например входное устройство 12 с лопатками. Входное устройство 12 с лопатками, известное также как входное распределительное устройство шопентотер (schoepentoeter), обеспечивает эффективное разделение газа и жидкости.The expanded biphasic fluid is sent through a
Колонна 10 оборудована только одной секцией 14 контактирования газа и жидкости. Эта единственная секция 14 контактирования может содержать какие-либо подходящие средства для осуществления контактирования газа и жидкости, например контактные тарелки и насадки. Предпочтительно единственная секция 14 контактирования содержит от двух до восьми горизонтальных контактных тарелок 15 или насадку, при этом длина насадочной секции соответствует наличию в колонне от двух до восьми контактных тарелок. Расширенную двухфазную текучую среду вводят в колонну 10 ниже секции 14 контактирования газа и жидкости.
В нижней части 16 колонны 10 собирается жидкость из двухфазной текучей среды, и поток жидкости, имеющий пониженное содержание компонентов с низкими точками кипения, отводится из нижней части 16 колонны через трубопровод 17 и насосом 18 нагнетается в накопительный резервуар 20. Из накопительного резервуара 20 поток жидкого продукта отводится по трубопроводу 21, а газообразный поток - по трубопроводу 22. Такой газообразный поток известен также как газ испарения.In the
Пар двухфазной текучей среды проходит через секцию 14 контактирования. Из верхней части 23 колонны 10 газообразный поток, обогащенный низкокипящими компонентами, отводят по трубопроводу 25. Этот газовый поток нагревается в теплообменнике 27 с получением нагретого газообразного потока, который по трубопроводу 28 направляют в компрессор 30. В компрессоре 30 нагретый газообразный поток сжимают до давления, соответствующего топливному газу, с получением топливного газа. Полученный топливный газ отводят посредством трубопровода 31 и охлаждают в теплообменнике 32, служащем для отвода теплоты сжатия. Топливный газ удаляют из установки по трубопроводу 33. При этом давление топливного газа находится в интервале величин от 1 до 3,5 МПа.The vapor of the two-phase fluid passes through the contacting
Рециркулирующий поток топливного газа направляют в теплообменник 27 по трубопроводу 34а. В теплообменнике 27 рециркулирующий поток, по меньшей мере, частично конденсируется с получением потока флегмы, который направляют в колонну 10 по трубопроводу 34b, снабженному дроссельным вентилем 37, в котором реализуется эффект Джоуля-Томпсона. Поток флегмы вводят при давлении разделения фаз в колонну 10 через входное устройство, например лопаточное входное устройство 39, размещенное выше секции 14 контактирования.The recirculated fuel gas stream is sent to the
В таблице 1 суммированы данные гипотетического примера, в котором способ, иллюстрируемый на фиг.1, сопоставлен с базовым примером. В базовом примере рециркулирующий поток и сырье вводят в колонну на одном и том же уровне, так что жидкие фазы из этих двух потоков смешиваются перед их вводом в колонну, причем колонна не имеет секции контактирования. Было установлено, что поток жидкости, отводимый по трубопроводу 17 в базовом случае, содержит большее количество азота, чем такой же поток, соответствующий настоящему изобретению.Table 1 summarizes the data of a hypothetical example in which the method illustrated in FIG. 1 is mapped to a base example. In a basic example, the recycle stream and feed are introduced into the column at the same level, so that the liquid phases from these two streams are mixed before they enter the column, and the column does not have a contact section. It has been found that the liquid stream discharged through
Сопоставление данных для гипотетического примера и примера осуществления, иллюстрируемого на фиг.1Table 1.
Comparison of data for a hypothetical example and an example implementation illustrated in figure 1
Из таблицы 1 видно, что в потоке продукта, полученного с использованием способа, соответствующего настоящему изобретению, содержание азота понижено.From table 1 it is seen that in the product stream obtained using the method corresponding to the present invention, the nitrogen content is reduced.
В альтернативном примере осуществления рециркулирующий поток, отделенный от топливного газа, перед тем, как он, по меньшей мере, частично конденсируется в теплообменнике 27, дополнительно сжимают в осевом компрессоре до повышенного уровня давления. Рециркулирующий поток высокого давления может быть использован различными путями, которые будут рассмотрены со ссылкой на фиг.2. Элементы схемы, которые уже были рассмотрены со ссылкой на фиг.1, обозначены на фиг.2 такими же номерами ссылочных позиций, что и на фиг.1.In an alternative embodiment, the recycle stream separated from the fuel gas, before it is at least partially condensed in the
Осевой компрессор, установленный в трубопроводе 34a, обозначен позицией 35. Осевой компрессор 35 может быть снабжен охладителем (не показан) для отвода теплоты сжатия от сжатого рециркулирующего потока. Сжатый рециркулирующий поток, по меньшей мере, частично конденсируется в теплообменнике 27. Часть холода, который необходим, обеспечивается газообразным потоком, который обогащен компонентами, имеющими низкие точки кипения, проходящим через трубопровод 25. Остальная его часть обеспечивается рециркулирующим потоком. Холод от рециркулирующего потока может быть получен за счет расширения части рециркулирующего потока до промежуточного давления в дроссельном вентиле 38 с эффектом Джоуля-Томпсона, используя расширенную текучую среду для охлаждения рециркулирующего потока в трубопроводе 34a и направляя расширенную текучую среду по трубопроводу 38a в компрессор 30. Промежуточное давление, до которого расширяется часть рециркулирующего потока, находится в интервале давлений от давления всасывания до давления нагнетания компрессора 30 (включая граничные значения этого интервала). Ступень компрессора 30, в которую поступает расширенный рециркулирующий поток, выбрана таким образом, чтобы давление расширенного рециркулирующего потока было согласовано с давлением текучей среды в этой ступени компрессора 30.An axial compressor installed in
Остальная часть рециркулирующего потока расширяется при прохождении дроссельного вентиля 37, в котором реализуется эффект Джоуля-Томпсона, и вводится в качестве флегмы в колонну 10, как было отмечено выше со ссылкой на фиг.1.The rest of the recycle stream expands with the passage of the
Преимущество примера осуществления, иллюстрируемого на фиг.2, заключается в том, что рециркулирующий поток расширяется от более высокого давления и, таким образом, охлаждается до более низкой температуры. Это позволяет получить более теплый поток исходного материала, например, при температуре -142°С, по сравнению с температурой исходного материала, равной -145°С в приведенном выше примере осуществления. В результате температура сжиженного газа из основного криогенного теплообменника может быть более высокой и, следовательно, при затрате такого же количества энергии может быть сжижено большее количество газа.An advantage of the embodiment illustrated in FIG. 2 is that the recycle stream expands from a higher pressure and thus cools to a lower temperature. This allows you to get a warmer flow of the source material, for example, at a temperature of -142 ° C, compared with the temperature of the starting material equal to -145 ° C in the above embodiment. As a result, the temperature of the liquefied gas from the main cryogenic heat exchanger can be higher and, therefore, when the same amount of energy is consumed, more gas can be liquefied.
Повышенное давление текучей среды, выходящей из осевого компрессора 35, выбирают таким, чтобы стоимость энергии, необходимой для привода осевого компрессора, была меньше стоимости увеличенного количества сжиженного газа.The increased pressure of the fluid exiting the
Выше был рассмотрен пример осуществления, в котором расширение производят в дроссельных вентилях 37 и 38, Однако, следует понимать, что расширение рециркулирующего потока может быть произведено в двух ступенях, сначала в расширительном устройстве, например детандере 36, а затем в дроссельных вентилях 37 и 38, в которых реализуется эффект Джоуля-Томпсона.An example of an embodiment was considered above in which expansion is carried out in
Вместо подачи текучей среды после ее расширения через трубопровод 38a в компрессор 30, расширенную текучую среду можно направлять на вход (не показано) компрессора 35.Instead of supplying fluid after it has expanded through
В примерах осуществления, рассмотренных со ссылками на фиг.1 и фиг.2, жидкость из потока двухфазной текучей среды накапливается в нижней части 16 колонны 10, и из этой нижней части 16 отводят поток 17 жидкости, имеющий пониженное содержание компонентов с низкими точками кипения, для получения потока жидкого продукта. В альтернативном примере осуществления изобретения эта стадия процесса включает накапливание в нижней части колонны жидкости из двухфазной текучей среды и вывод из нижней части колонны потока жидкости, имеющей пониженное содержание компонентов с низкими токами кипения; ввод потока жидкости в испарительную камеру при низком давлении; отвод второго газообразного потока из верхней части испарительной камеры; и отвод из нижней части испарительной камеры потока жидкости с получением потока жидкого продукта.In the embodiments discussed with reference to FIGS. 1 and 2, liquid from a two-phase fluid stream accumulates in the
Данный пример двухкамерного осуществления изобретения далее будет раскрыт со ссылкой на фиг.3. Элементы схемы, которые уже были рассмотрены со ссылкой на фиг.1, обозначены на фиг.3 такими же номерами позиций.This example of a two-chamber embodiment of the invention will now be described with reference to FIG. The circuit elements that have already been discussed with reference to FIG. 1 are indicated in FIG. 3 by the same reference numbers.
Колонна 10' содержит верхнюю часть 10u и нижнюю часть 10l, при этом указанная верхняя часть выполняет функцию колонны 10, показанной на фиг.1, а нижняя часть 10l представляет собой испарительную камеру, работающую при давлении, которое ниже давления в верхней части 10u. Приемлемо, чтобы давление в верхней части 10u находилось в интервале величин от 0,2 до 0,5 МПа, а давление в испарительной камере 10l составляло от 0,1 до 0,2 МПа.Column 10 'comprises an
При нормальном функционировании установки жидкость двухфазной текучей среды, поступающей через трубопровод 9, накапливается в нижней зоне 16' верхней части 10u колонны 10'. Из этой нижней зоны 16' поток жидкости, характеризующийся уменьшенным содержанием компонентов с низкими точками кипения, отводится по трубопроводу 17', Этот поток затем вводится в испарительную камеру 10l при низком давлении. Снижение давления достигается с помощью дроссельного вентиля 40 с эффектом Джоуля-Томпсона, установленного в трубопроводе 17'. После снижения давления образуется двухфазная смесь, которая через входное устройство 41 вводится в испарительную камеру 10l.During normal operation of the installation, the liquid of the two-phase fluid flowing through the
Поток жидкости с пониженным содержанием низкокипящих компонентов отводится через трубопровод 17" и направляется в накопительный резервуар 20.A liquid stream with a low content of low boiling components is discharged through a 17 "pipe and directed to a
Из верхней части 23" испарительной камеры 10l отводится второй газообразный поток.A second gaseous stream is discharged from the
Соответственно второй газообразный поток проходит через трубопровод 42 в теплообменник 27, где второй газообразный поток нагревается за счет теплообмена с рециркулирующим потоком, подводимым по трубопроводу 34а. Нагретый поток сжимают в компрессоре 45, теплоту сжатия отводят в теплообменнике 48, после чего поток транспортируют по трубопроводу 49 с тем, чтобы присоединить сжатый второй газообразный поток к другому потоку, рециркулирующему по трубопроводу 34а.Accordingly, the second gaseous stream passes through a
Следует понимать, что компрессоры 45 и 30 могут быть объединены в один компрессор (не показано). В этом случае трубопровод 42 подсоединен к компрессору со стороны всасывания, трубопровод 28 - к промежуточному входу компрессора, а трубопровод 32 соединен с нагнетательной стороной компрессора.It should be understood that
Преимущество этого способа заключается в том, что он может быть использован для больших установок сжижения газа.The advantage of this method is that it can be used for large gas liquefaction plants.
Так же, как и в примере осуществления, описанном выше со ссылкой на фиг.1, в примере, рассмотренном со ссылкой на фиг.3, может быть использован осевой компрессор, предназначенный для сжатия рециркулирующего потока, отделенного от топливного газа, до повышенного давления, прежде чем он, по меньшей мере, частично сконденсируется в теплообменнике 27. Рециркулирующий поток высокого давления можно использовать различными путями, которые могут быть раскрыты со ссылкой на фиг.4. Элементы схемы, которые уже были рассмотрены со ссылкой на фиг.3, обозначены на фиг.4 такими же номерами позиций.As in the embodiment described above with reference to FIG. 1, in the example discussed with reference to FIG. 3, an axial compressor can be used to compress the recycle stream separated from the fuel gas to an elevated pressure, before it is at least partially condensed in the
Осевой компрессор, включенный в трубопровод 34a, обозначен на чертеже позицией 35. Этот осевой компрессор может быть снабжен охладителем (не показан), служащим для отвода теплоты сжатия от сжатого рециркулирующего потока. Сжатый рециркулирующий поток частично конденсируется за счет его охлаждения в теплообменнике 27. Часть необходимого холода обеспечивается газообразным потоком, богатым компонентами с низкими точками кипения, который транспортируется по трубопроводу 25. Остальная часть холода обеспечивается рециркулирующим потоком. Холод от рециркулирующего потока может быть получен за счет расширения части рециркулирующего потока до промежуточного давления в дроссельном вентиле 38, в котором реализуется эффект Джоуля-Томпсона, используя затем расширенную текучую среду для охлаждения рециркулирующего потока, проходящего по трубопроводу 34a, и подавая расширенную текучую среду через трубопровод 38а в компрессор 30. Промежуточное давление, до которого расширяется часть рециркулирующего потока, находится в интервале от давления всасывания до давления нагнетания компрессора 30 (включая граничные значения интервала). Точку входа расширенного рециркулирующего потока в компрессор 30 выбирают так, чтобы давление расширенного рециркулирующего потока было согласовано с давлением текучей среды в компрессоре 30, в точке входа в него потока.An axial compressor included in
Остальная часть рециркулирующего потока расширяется в дроссельном вентиле 37 с эффектом Джоуля-Томпсона и вводится в качестве флегмы в колонну 10, как описано выше со ссылкой на фиг.1.The remainder of the recycle stream expands in a
Преимущество этого примера осуществления состоит в том, что рециркулирующий поток расширяется от более высокого давления и, таким образом, охлаждается до более низкой температуры. Это обеспечивает получение более нагретого исходного потока, например потока исходного материала при температуре -142°С, по сравнению с температурой потока исходного материала при температуре -145°С в рассмотренном выше примере. В результате температура сжиженного газа, выходящего из основного криогенного теплообменника, может быть выше и, следовательно, при таком же количестве затраченной энергии может быть сжижено большее количество газа.An advantage of this embodiment is that the recycle stream expands from a higher pressure and thus cools to a lower temperature. This provides a warmer feed stream, for example a feed stream at a temperature of −142 ° C., compared with a feed stream at a temperature of −145 ° C. in the above example. As a result, the temperature of the liquefied gas leaving the main cryogenic heat exchanger may be higher and, therefore, with the same amount of expended energy, a larger amount of gas can be liquefied.
Повышенное давление текучей среды, выходящей из осевого компрессора 35, выбирают таким, чтобы стоимость энергии, необходимой для привода осевого компрессора 35 была меньше затрат на получение увеличенного количества сжиженного газа.The increased pressure of the fluid exiting the
Выше был рассмотрен пример осуществления, в котором расширение осуществляют в дроссельных вентилях 37 и 38. Однако, следует понимать, что расширение рециркуляционного потока может быть произведено в двух ступенях: сначала в расширительном устройстве, например в детандере 36, и затем в дроссельных вентилях 37 и 38, в которых реализуется эффект Джоуля-Томпсона.An embodiment was described above in which expansion is carried out in
На фиг.4 также показано, что газ, полученный в результате испарения сжиженного природного газа, отводится из накопительной емкости 20 через трубопровод 22 и подводится к стороне всасывания компрессора 45.Figure 4 also shows that the gas obtained by evaporation of the liquefied natural gas is discharged from the
Следует также понимать, что компрессоры 45 и 30 могут быть объединены в один компрессор (не показано). В таком случае трубопровод 42 (с которым непосредственно сообщается трубопровод 22) подсоединяют к стороне всасывания этого компрессора, трубопровод 28 - к промежуточному входу компрессора, а трубопровод 32 подсоединяют к стороне нагнетания этого компрессора.It should also be understood that
Вместо подачи расширенной текучей среды через трубопровод 38а в компрессор 30 расширенную текучую среду можно подавать на вход (не показан) компрессора 35.Instead of supplying the expanded fluid through
На фиг.5 представлен альтернативный пример осуществления, по отношению к иллюстрируемому на фиг.4, в котором часть рециркулирующего потока, транспортируемого по трубопроводу 34а, отделяют от общего потока и по трубопроводу 50 направляют в теплообменник 27. После этого охлажденный рециркулирующий поток расширяют до промежуточного давления в детандере 51 и используют для охлаждения рециркулирующего потока, проходящего по трубопроводу 34а. Расширенный поток затем вводят в промежуточную ступень компрессора 30.Fig. 5 shows an alternative embodiment to that illustrated in Fig. 4, in which a portion of the recycle stream transported through
Приемлемо, чтобы рециркулирующий поток, проходящий через трубопровод 34а, содержал от 10 до 90 мас.% топливного газа, который транспортируют по трубопроводу 31.It is acceptable that the recycle stream passing through
В примерах осуществления, описанных со ссылками на указанные чертежи, единственная секция 14 контактирования содержит контактные тарелки, однако могут быть также использованы любые другие контактные элементы, например насадка. Длина насадочной секции в таком случае предпочтительно эквивалентна длине секции, содержащей от двух до восьми контактных тарелок.In the embodiments described with reference to the drawings, a single contacting
Способ согласно настоящему изобретению обеспечивает простой путь уменьшения количества компонентов, имеющих низкие точки кипения, в потоке сжиженного природного газа.The method according to the present invention provides a simple way to reduce the number of components having low boiling points in a stream of liquefied natural gas.
Claims (26)
давлением сжижения, содержащего компоненты с низкими точками кипения, для получения потока жидкого продукта с пониженным содержанием компонентов, имеющих низкие точки кипения, который включает
(a) расширение сжиженного газа до давления разделения с получением расширенной двухфазной текучей среды;
(b) ввод расширенной двухфазной текучей среды в колонну, содержащую единственную секцию контактирования газа и жидкости, при этом расширенную двухфазную текучую среду вводят ниже единственной секции контактирования газа и жидкости, размещенной в этой колонне;
(c) накопление в нижней части колонны жидкости из двухфазной текучей среды и отвод из нижней части колонны потока жидкости, имеющей пониженное содержание компонентов с низкими точками кипения с получением потока жидкого продукта;
(d) обеспечение протекания пара двухфазной текучей среды через единственную секцию контактирования;
(e) отвод из верхней части колонны потока газообразной фазы, который обогащен компонентами, имеющими низкие точки кипения;
(f) нагревание газового потока, полученного на стадии (e), в теплообменнике для получения нагретого газообразного потока;
(g) сжатие нагретого газообразного потока, полученного на стадии (f), до давления топливного газа с получением топливного газа;
(h) отделение рециркулирующего потока от топливного газа, полученного на стадии (g);
(i) по меньшей мере, частичную конденсацию рециркулирующего потока, полученного на стадии (h), для получения потока флегмы; и
(j) ввод потока флегмы, полученного на стадии (i), при давлении разделения на фазы, внутрь колонны выше единственной секции контактирования.1. The method of purification of liquefied natural gas supplied under
pressure liquefaction containing components with low boiling points, to obtain a stream of liquid product with a low content of components having low boiling points, which includes
(a) expanding the liquefied gas to a separation pressure to obtain an expanded biphasic fluid;
(b) introducing an expanded biphasic fluid into a column containing a single gas and liquid contacting section, wherein the expanded biphasic fluid is introduced below a single gas and liquid contacting section disposed in the column;
(c) accumulating in the lower part of the liquid column from the two-phase fluid and withdrawing from the lower part of the column a liquid stream having a reduced content of components with low boiling points to obtain a liquid product stream;
(d) allowing the flow of steam of the two-phase fluid through a single contacting section;
(e) withdrawing from the top of the column a gaseous phase stream that is enriched in components having low boiling points;
(f) heating the gas stream obtained in step (e) in a heat exchanger to obtain a heated gaseous stream;
(g) compressing the heated gaseous stream obtained in step (f) to the pressure of the fuel gas to produce fuel gas;
(h) separating the recycle stream from the fuel gas obtained in step (g);
(i) at least partially condensing the recycle stream obtained in step (h) to obtain a reflux stream; and
(j) introducing the reflux stream obtained in step (i) at a phase separation pressure into the column above a single contacting section.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP04254152.4 | 2004-07-12 | ||
EP04254152 | 2004-07-12 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007105106A RU2007105106A (en) | 2008-08-20 |
RU2362954C2 true RU2362954C2 (en) | 2009-07-27 |
Family
ID=34930484
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007105107/06A RU2007105107A (en) | 2004-07-12 | 2005-07-12 | LIQUID NATURAL GAS CLEANING |
RU2009111890/06A RU2392552C1 (en) | 2004-07-12 | 2005-07-12 | Purification of liquefied natural gas |
RU2007105106/06A RU2362954C2 (en) | 2004-07-12 | 2005-07-12 | Treating of liquefied natural gas |
Family Applications Before (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007105107/06A RU2007105107A (en) | 2004-07-12 | 2005-07-12 | LIQUID NATURAL GAS CLEANING |
RU2009111890/06A RU2392552C1 (en) | 2004-07-12 | 2005-07-12 | Purification of liquefied natural gas |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US20080066492A1 (en) |
EP (2) | EP1766312A1 (en) |
JP (2) | JP5043655B2 (en) |
KR (2) | KR101238172B1 (en) |
AU (2) | AU2005261729B2 (en) |
BR (2) | BRPI0512693A (en) |
MY (2) | MY140540A (en) |
PE (2) | PE20060221A1 (en) |
RU (3) | RU2007105107A (en) |
WO (2) | WO2006005746A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2607708C2 (en) * | 2011-12-12 | 2017-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
RU2607198C2 (en) * | 2011-12-12 | 2017-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
RU2612974C2 (en) * | 2011-11-25 | 2017-03-14 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MY140540A (en) * | 2004-07-12 | 2009-12-31 | Shell Int Research | Treating liquefied natural gas |
US8522574B2 (en) * | 2008-12-31 | 2013-09-03 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for nitrogen rejection and or helium recovery in an LNG liquefaction plant |
BR112012001046B1 (en) * | 2009-07-21 | 2021-02-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | METHOD AND APPARATUS TO TREAT A HYDROCARBONETOMULTIPHASE CHAIN |
WO2012143699A1 (en) * | 2011-04-19 | 2012-10-26 | Liquid Gas Equipment Limited | Method of cooling boil off gas and an apparatus therefor |
JP5679201B2 (en) * | 2011-08-08 | 2015-03-04 | エア・ウォーター株式会社 | Method for removing nitrogen in boil-off gas and nitrogen removing apparatus used therefor |
RU2474778C1 (en) * | 2011-09-19 | 2013-02-10 | Сергей Николаевич Кузнецов | Heat exchanger for liquefying mixed vapours |
MY178855A (en) * | 2011-12-12 | 2020-10-21 | Shell Int Research | Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition |
ES2605753T3 (en) * | 2012-03-15 | 2017-03-16 | Cryostar Sas | Fog separation apparatus |
DE102012008961A1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-11-07 | Linde Aktiengesellschaft | Process for re-liquefying a methane-rich fraction |
EP2796818A1 (en) | 2013-04-22 | 2014-10-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream |
CA2909614C (en) | 2013-04-22 | 2021-02-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream |
EP2857782A1 (en) | 2013-10-04 | 2015-04-08 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Coil wound heat exchanger and method of cooling a process stream |
US10563913B2 (en) * | 2013-11-15 | 2020-02-18 | Black & Veatch Holding Company | Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle |
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 |
EP2957621A1 (en) | 2014-06-17 | 2015-12-23 | Shell International Research Maatschappij B.V. | De-superheater system and compression system employing such de-superheater system, and method of producing a pressurized and at least partially condensed mixture of hydrocarbons |
EP2977430A1 (en) * | 2014-07-24 | 2016-01-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream |
EP2977431A1 (en) | 2014-07-24 | 2016-01-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream |
EP3043133A1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-07-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing nitrogen from a nitrogen containing stream |
FR3038964B1 (en) * | 2015-07-13 | 2017-08-18 | Technip France | METHOD FOR RELAXING AND STORING A LIQUEFIED NATURAL GAS CURRENT FROM A NATURAL GAS LIQUEFACTION SYSTEM, AND ASSOCIATED INSTALLATION |
CN105240064B (en) * | 2015-11-25 | 2017-06-16 | 杰瑞石油天然气工程有限公司 | A kind of LNG energy recovery process |
RU2626612C2 (en) * | 2015-12-16 | 2017-07-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Autonomous plant of liquefied natural gas cleaning (versions) |
US10330363B2 (en) | 2016-02-08 | 2019-06-25 | Trane International Inc. | Lubricant separator for a heating, ventilation, and air conditioning system |
EP3517869A1 (en) * | 2018-01-24 | 2019-07-31 | Gas Technology Development Pte Ltd | Process and system for reliquefying boil-off gas (bog) |
JP7246285B2 (en) * | 2019-08-28 | 2023-03-27 | 東洋エンジニアリング株式会社 | Lean LNG processing method and apparatus |
Family Cites Families (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2500118A (en) * | 1945-08-18 | 1950-03-07 | Howell C Cooper | Natural gas liquefaction |
US2504429A (en) * | 1946-04-18 | 1950-04-18 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons from natural gas |
GB900325A (en) * | 1960-09-02 | 1962-07-04 | Conch Int Methane Ltd | Improvements in processes for the liquefaction of gases |
NL197609A (en) * | 1961-06-01 | |||
US3247649A (en) * | 1963-04-29 | 1966-04-26 | Union Oil Co | Absorption process for separating components of gaseous mixtures |
GB1096697A (en) * | 1966-09-27 | 1967-12-29 | Int Research & Dev Co Ltd | Process for liquefying natural gas |
US3555837A (en) * | 1968-02-01 | 1971-01-19 | Phillips Petroleum Co | Temperature control of fluid separation systems |
US3625017A (en) * | 1968-06-07 | 1971-12-07 | Mc Donnell Douglas Corp | Separation of components of hydrogen and hydrocarbon mixtures by plural distillation with heat exchange |
JPS5121642B2 (en) * | 1972-12-27 | 1976-07-03 | ||
GB1464558A (en) * | 1973-04-13 | 1977-02-16 | Cryoplants Ltd | Gas liquefaction process and apparatus |
DE2438443C2 (en) * | 1974-08-09 | 1984-01-26 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Process for liquefying natural gas |
FR2292203A1 (en) * | 1974-11-21 | 1976-06-18 | Technip Cie | METHOD AND INSTALLATION FOR LIQUEFACTION OF A LOW BOILING POINT GAS |
US4225329A (en) * | 1979-02-12 | 1980-09-30 | Phillips Petroleum Company | Natural gas liquefaction with nitrogen rejection stabilization |
US4455158A (en) * | 1983-03-21 | 1984-06-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Nitrogen rejection process incorporating a serpentine heat exchanger |
US4541852A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
US5036671A (en) * | 1990-02-06 | 1991-08-06 | Liquid Air Engineering Company | Method of liquefying natural gas |
US5051120A (en) * | 1990-06-12 | 1991-09-24 | Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation | Feed processing for nitrogen rejection unit |
FR2682964B1 (en) * | 1991-10-23 | 1994-08-05 | Elf Aquitaine | PROCESS FOR DEAZOTING A LIQUEFIED MIXTURE OF HYDROCARBONS MAINLY CONSISTING OF METHANE. |
JPH06299174A (en) * | 1992-07-24 | 1994-10-25 | Chiyoda Corp | Cooling system using propane coolant in natural gas liquefaction process |
DE4235006A1 (en) * | 1992-10-16 | 1994-04-21 | Linde Ag | Process for separating a feed stream consisting essentially of hydrogen, methane and C¶3¶ / C¶4¶ hydrocarbons |
US5325673A (en) * | 1993-02-23 | 1994-07-05 | The M. W. Kellogg Company | Natural gas liquefaction pretreatment process |
US5438836A (en) * | 1994-08-05 | 1995-08-08 | Praxair Technology, Inc. | Downflow plate and fin heat exchanger for cryogenic rectification |
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
MY117899A (en) * | 1995-06-23 | 2004-08-30 | Shell Int Research | Method of liquefying and treating a natural gas. |
MY117906A (en) * | 1996-02-29 | 2004-08-30 | Shell Int Research | Method of reducing the amount of components having low boiling points in liquefied natural gas |
US5881569A (en) * | 1997-05-07 | 1999-03-16 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5953935A (en) * | 1997-11-04 | 1999-09-21 | Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. | Ethane recovery process |
FR2778232B1 (en) * | 1998-04-29 | 2000-06-02 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR LIQUEFACTION OF A NATURAL GAS WITHOUT SEPARATION OF PHASES ON THE REFRIGERANT MIXTURES |
MY114649A (en) * | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
US6182468B1 (en) * | 1999-02-19 | 2001-02-06 | Ultimate Process Technology | Thermodynamic separation of heavier components from natural gas |
US6070429A (en) * | 1999-03-30 | 2000-06-06 | Phillips Petroleum Company | Nitrogen rejection system for liquified natural gas |
US6401486B1 (en) * | 2000-05-18 | 2002-06-11 | Rong-Jwyn Lee | Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants |
US20020166336A1 (en) * | 2000-08-15 | 2002-11-14 | Wilkinson John D. | Hydrocarbon gas processing |
FR2818365B1 (en) * | 2000-12-18 | 2003-02-07 | Technip Cie | METHOD FOR REFRIGERATION OF A LIQUEFIED GAS, GASES OBTAINED BY THIS PROCESS, AND INSTALLATION USING THE SAME |
US6712880B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-03-30 | Abb Lummus Global, Inc. | Cryogenic process utilizing high pressure absorber column |
FR2826969B1 (en) * | 2001-07-04 | 2006-12-15 | Technip Cie | PROCESS FOR THE LIQUEFACTION AND DEAZOTATION OF NATURAL GAS, THE INSTALLATION FOR IMPLEMENTATION, AND GASES OBTAINED BY THIS SEPARATION |
US6743829B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
FR2841330B1 (en) * | 2002-06-21 | 2005-01-28 | Inst Francais Du Petrole | LIQUEFACTION OF NATURAL GAS WITH RECYCLING OF NATURAL GAS |
KR100788654B1 (en) * | 2002-11-07 | 2007-12-26 | 삼성전자주식회사 | Apparatus and method for adjusting picture |
US6978638B2 (en) * | 2003-05-22 | 2005-12-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Nitrogen rejection from condensed natural gas |
US20050279132A1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-12-22 | Eaton Anthony P | LNG system with enhanced turboexpander configuration |
MY140540A (en) * | 2004-07-12 | 2009-12-31 | Shell Int Research | Treating liquefied natural gas |
EP1715267A1 (en) * | 2005-04-22 | 2006-10-25 | Air Products And Chemicals, Inc. | Dual stage nitrogen rejection from liquefied natural gas |
US7581411B2 (en) * | 2006-05-08 | 2009-09-01 | Amcs Corporation | Equipment and process for liquefaction of LNG boiloff gas |
-
2005
- 2005-07-08 MY MYPI20053135A patent/MY140540A/en unknown
- 2005-07-08 MY MYPI20053134A patent/MY141887A/en unknown
- 2005-07-08 PE PE2005000796A patent/PE20060221A1/en not_active Application Discontinuation
- 2005-07-08 PE PE2005000795A patent/PE20060219A1/en not_active Application Discontinuation
- 2005-07-12 BR BRPI0512693-2A patent/BRPI0512693A/en not_active IP Right Cessation
- 2005-07-12 EP EP05769936A patent/EP1766312A1/en not_active Withdrawn
- 2005-07-12 EP EP05761177A patent/EP1766311A1/en not_active Withdrawn
- 2005-07-12 BR BRPI0512692-4A patent/BRPI0512692A/en not_active IP Right Cessation
- 2005-07-12 WO PCT/EP2005/053316 patent/WO2006005746A1/en active Application Filing
- 2005-07-12 WO PCT/EP2005/053319 patent/WO2006005748A1/en active Search and Examination
- 2005-07-12 KR KR1020077000538A patent/KR101238172B1/en active IP Right Grant
- 2005-07-12 US US11/632,105 patent/US20080066492A1/en not_active Abandoned
- 2005-07-12 RU RU2007105107/06A patent/RU2007105107A/en not_active Application Discontinuation
- 2005-07-12 RU RU2009111890/06A patent/RU2392552C1/en active
- 2005-07-12 JP JP2007520827A patent/JP5043655B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-07-12 AU AU2005261729A patent/AU2005261729B2/en active Active
- 2005-07-12 JP JP2007520826A patent/JP5378681B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-07-12 RU RU2007105106/06A patent/RU2362954C2/en active
- 2005-07-12 AU AU2005261727A patent/AU2005261727B2/en active Active
- 2005-07-12 US US11/632,137 patent/US20080066493A1/en not_active Abandoned
- 2005-07-12 KR KR1020077002375A patent/KR101178072B1/en active IP Right Grant
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612974C2 (en) * | 2011-11-25 | 2017-03-14 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
RU2607708C2 (en) * | 2011-12-12 | 2017-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
RU2607198C2 (en) * | 2011-12-12 | 2017-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20070034612A (en) | 2007-03-28 |
PE20060221A1 (en) | 2006-05-03 |
WO2006005748A1 (en) | 2006-01-19 |
AU2005261727A1 (en) | 2006-01-19 |
BRPI0512692A (en) | 2008-04-01 |
WO2006005746A1 (en) | 2006-01-19 |
KR20070032003A (en) | 2007-03-20 |
EP1766312A1 (en) | 2007-03-28 |
AU2005261729A1 (en) | 2006-01-19 |
RU2007105107A (en) | 2008-08-20 |
EP1766311A1 (en) | 2007-03-28 |
RU2007105106A (en) | 2008-08-20 |
KR101178072B1 (en) | 2012-08-30 |
MY140540A (en) | 2009-12-31 |
RU2392552C1 (en) | 2010-06-20 |
AU2005261727B2 (en) | 2008-07-10 |
MY141887A (en) | 2010-07-16 |
JP2008506026A (en) | 2008-02-28 |
PE20060219A1 (en) | 2006-05-03 |
KR101238172B1 (en) | 2013-02-28 |
JP5378681B2 (en) | 2013-12-25 |
JP2008506027A (en) | 2008-02-28 |
US20080066493A1 (en) | 2008-03-20 |
AU2005261729B2 (en) | 2008-07-17 |
BRPI0512693A (en) | 2008-04-01 |
US20080066492A1 (en) | 2008-03-20 |
JP5043655B2 (en) | 2012-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2362954C2 (en) | Treating of liquefied natural gas | |
JP6608526B2 (en) | Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity and cooling based on organic Rankine cycle | |
KR101687852B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
CN101460801B (en) | Carbon dioxide purification method | |
RU2337130C2 (en) | Nitrogen elimination from condensated natural gas | |
KR100414756B1 (en) | Liquefaction treatment method of natural gas | |
JP4452239B2 (en) | Hydrocarbon separation method and separation apparatus | |
JP2018530691A (en) | Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity based on the carina cycle | |
CN109804212A (en) | For generating the cryogenic air separation process of hyperbaric oxygen | |
EA004469B1 (en) | Method and installation for separating a gas mixture and gases obtained by said installation | |
CN1296669C (en) | Nitrogen gas removing method | |
CN108700373A (en) | System and method for rare gas recycling | |
CN101509722A (en) | Distillation method and apparatus | |
CN100416197C (en) | Method and apparatus for removing nitrogen | |
US4530708A (en) | Air separation method and apparatus therefor | |
RU2514804C2 (en) | Method of nitrogen removal | |
JP5552160B2 (en) | Hydrocarbon gas treatment | |
CN117431104A (en) | Oilfield associated gas and LNG (liquefied Natural gas) co-production system | |
KR20120139655A (en) | Hydrocarbon gas processing |