RU2438081C2 - Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions) - Google Patents

Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2438081C2
RU2438081C2 RU2007125077/06A RU2007125077A RU2438081C2 RU 2438081 C2 RU2438081 C2 RU 2438081C2 RU 2007125077/06 A RU2007125077/06 A RU 2007125077/06A RU 2007125077 A RU2007125077 A RU 2007125077A RU 2438081 C2 RU2438081 C2 RU 2438081C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
stream
input
production
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2007125077/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2007125077A (en
Inventor
Станислав Прокофьевич Горбачев (RU)
Станислав Прокофьевич Горбачев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" ( ООО" Газпром ВНИИГАЗ " )
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 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" ( ООО" Газпром ВНИИГАЗ " ) filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" ( ООО" Газпром ВНИИГАЗ " )
Priority to RU2007125077/06A priority Critical patent/RU2438081C2/en
Publication of RU2007125077A publication Critical patent/RU2007125077A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2438081C2 publication Critical patent/RU2438081C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: machine building.
SUBSTANCE: according to versions of procedure gas coming into liquefaction installation from main is divided to process and production flows. The process flow of gas is dewatered and after a preliminary heat exchanger enters an expansion device wherein pressure and temperature of gas are dropped. Further, gas is returned with a reverse flow into a distributing pipeline cooling the production flow of gas. The production flow of gas is preliminary dewatered and purified from high boiling components (including from CO2), and passes in a direct flow through heat exchangers, where it is cooled and partially liquefied after throttling. Temperature of production flow of gas before the expansion device is chosen under condition of the highest degree of gas liquefaction at absence of CO2 crystallisation upon gas expansion. At high content of CO2 in source gas the production flow of gas is additionally compressed before inlet into the installation.
EFFECT: improved procedure.
6 cl, 4 dwg

Description

Группа изобретений относится к области сжижения природного газа и его смесей и может быть использована для сжижения природного газа на газораспределительных станциях за счет использования перепада давлений между магистральным и распределительным трубопроводами.The group of inventions relates to the field of liquefaction of natural gas and its mixtures and can be used to liquefy natural gas at gas distribution stations through the use of differential pressure between the main and distribution pipelines.

Наиболее близким к предлагаемым вариантам способа сжижения природного газа является способ сжижения природного газа, включающий разделение потока природного газа высокого давления на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа с понижением его температуры и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа (см. патент РФ 2127855, кл. F25J 1/00, 1999).Closest to the proposed variants of the method of liquefying natural gas is a method of liquefying natural gas, comprising dividing the high-pressure natural gas stream into process and production streams, expanding the process gas stream with lowering its temperature and returning it with a reverse stream to cool the gas production stream, throttling the production stream gas after its cooling with the formation of a vapor-liquid mixture, separation of the vapor-liquid mixture into vapor and liquid phases with the next direction in the return flow of non-condensable natural gas (see RF patent 2127855, CL F25J 1/00, 1999).

Наиболее близкой к предлагаемым вариантам установки для сжижения природного газа является установка для сжижения природного газа, содержащая трубопровод газа высокого давления, соединенный с входом линии технологического потока газа, включающей расширительное устройство потока газа, и входом линии продукционного потока газа, включающей последовательно соединенные предварительный и основной теплообменники, дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, первый выход которого предназначен для выдачи сжиженного газа, а второй выход соединен с входом линии обратного потока газа, включающей последовательно включенные основной и предварительный теплообменники, второй вход основного теплообменника является входом линии обратного потока газа, второй выход предварительного теплообменника соединен с трубопроводом газа низкого давления (см. патент РФ 2127855, кл. F25J 1/00, 1999).Closest to the proposed versions of the installation for liquefying natural gas is a plant for liquefying natural gas containing a high pressure gas pipeline connected to the inlet of the process gas stream line including a gas flow expansion device, and the inlet of a gas production stream line including the preliminary and main heat exchangers, a throttle valve and a collector-separator of liquefied gas, the first outlet of which is designed to issue liquefied gas, and the second the output is connected to the input of the gas return line, which includes the main and preliminary heat exchangers connected in series, the second input of the main heat exchanger is the input of the gas return line, the second output of the preliminary heat exchanger is connected to the low pressure gas pipeline (see RF patent 2127855, class F25J 1 / 00, 1999).

Недостатком данного способа является то, что в получаемом сжиженном природном газе (СПГ) имеется большое содержание диоксида углерода (СО2) и других высококипящих компонентов, поэтому возможны забивка льдом теплообменных аппаратов установки в процессе эксплуатации и кристаллизация СО2 в СПГ. Кроме того, при низком давлении газа в исходном потоке снижается коэффициент сжижения, что приводит к уменьшению производительности СПГ.The disadvantage of this method is that in the resulting liquefied natural gas (LNG) there is a high content of carbon dioxide (CO 2 ) and other high-boiling components, therefore, it is possible to block the heat exchangers of the unit with ice during operation and to crystallize CO 2 in LNG. In addition, at a low gas pressure in the feed stream, the liquefaction coefficient decreases, which leads to a decrease in LNG productivity.

Технический результат, на достижение которого направлена данная группа изобретений, заключается в получении сжиженного природного газа с малым содержанием диоксида углерода и других высококипящих компонентов по упрощенной технологии как при относительно малом содержании диоксида углерода в газе высокого давления (для первых вариантов способа сжижения природного газа и установки для сжижения природного газа), так и при относительно высоком содержании диоксида углерода в газе высокого давления (для вторых вариантов способа сжижения природного газа и установки для сжижения природного газа).The technical result that this group of inventions aims to achieve is to obtain liquefied natural gas with a low content of carbon dioxide and other high boiling components using simplified technology as with a relatively low content of carbon dioxide in high pressure gas (for the first versions of the method of liquefying natural gas and installation for liquefying natural gas), and with a relatively high content of carbon dioxide in high-pressure gas (for the second variants of the liquefaction method natural gas and natural gas liquefaction plants).

Данный технический результат в части первого варианта способа достигается за счет того, что в способе сжижения природного газа, включающем разделение потока природного газа высокого давления на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа с понижением его температуры и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа, продукционный поток газа перед охлаждением подвергают осушке и очистке от СО2, а технологический поток газа перед расширением осушают и охлаждают до температуры, значение которой выбирают из условий наибольшей степени сжижения газа при отсутствии кристаллизации СО2 в природном газе после его расширения.This technical result in part of the first variant of the method is achieved due to the fact that in the method of liquefying natural gas, including the separation of the high-pressure natural gas stream into process and production streams, expanding the process gas stream with lowering its temperature and returning it to the return stream with cooling of the production stream gas, throttling the gas production stream after it is cooled to form a vapor-liquid mixture, separation of the vapor-liquid mixture into steam and liquid phase with the subsequent direction into the return flow of non-condensing natural gas, the gas production stream is dried and purified from CO 2 before cooling, and the process gas stream is dried and cooled before expansion to a temperature which value is selected from the conditions of the highest degree of gas liquefaction in the absence of CO crystallization 2 in natural gas after its expansion.

Данный технический результат в части второго варианта способа достигается за счет того, что в способе сжижения природного газа, включающем разделение потока природного газа высокого давления на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа с понижением его температуры и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа, продукционный поток газа перед охлаждением сжимают, затем подвергают осушке и очистке от СO2, а технологический поток газа перед расширением осушают и охлаждают до температуры, значение которой выбирают из условий наибольшей степени сжижения газа при отсутствии кристаллизации СО2 в природном газе после его расширения, а также за счет того, что сжатие продукционного потока газа осуществляют за счет энергии, получаемой при расширении технологического потока газа.This technical result in part of the second variant of the method is achieved due to the fact that in the method of liquefying natural gas, comprising dividing the high-pressure natural gas stream into process and production streams, expanding the process gas stream with lowering its temperature and returning it to the return stream with cooling of the production stream gas, throttling the gas production stream after it is cooled to form a vapor-liquid mixture, separation of the vapor-liquid mixture into steam and liquid phase with the subsequent direction into the return flow of non-condensing natural gas, the gas production stream is compressed before cooling, then it is dried and purified from CO 2 , and the process gas stream is dried and cooled before expansion to a temperature which value is chosen from the conditions of the highest degree of gas liquefaction at the absence of crystallization of CO 2 in natural gas after its expansion, and also due to the fact that the compression of the gas production stream is carried out due to the energy obtained by expanding the technological whom gas flow.

Данный технический результат в части первого варианта установки достигается за счет того, в установке для сжижения природного газа, содержащей трубопровод газа высокого давления, соединенный с входом линии технологического потока газа, включающей расширительное устройство потока газа, и входом линии продукционного потока газа, включающей последовательно соединенные предварительный и основной теплообменники, дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, первый выход которого предназначен для выдачи сжиженного газа, а второй выход соединен с входом линии обратного потока газа, включающей последовательно включенные основной и предварительный теплообменники, второй вход основного теплообменника является входом линии обратного потока газа, второй выход предварительного теплообменника соединен с трубопроводом газа низкого давления, линия продукционного потока газа имеет последовательно включенные первый блок осушки и блок очистки потока газа, а линия технологического потока газа снабжена вторым блоком осушки потока газа и выполнена с включением в нее предварительного теплообменника, причем вход первого блока осушки потока газа является входом линии продукционного потока газа, а выход блока очистки газа соединен с первым входом предварительного теплообменника, вход второго блока осушки потока газа является входом линии технологического потока газа, а его выход соединен с третьим входом предварительного теплообменника, третий выход которого подключен к входу расширительного устройства, связанного выходом с вторым входом основного теплообменника.This technical result in part of the first embodiment of the installation is achieved due to the fact that in the installation for liquefying natural gas containing a high pressure gas pipeline connected to the inlet of the process gas stream line including a gas flow expansion device, and the input of a gas production stream line including series connected preliminary and main heat exchangers, a throttle valve and a collector-separator of liquefied gas, the first outlet of which is designed to issue liquefied gas, and the the output is connected to the inlet of the gas return line, which includes the main and preliminary heat exchangers in series, the second input of the main heat exchanger is the input of the gas return line, the second output of the preliminary heat exchanger is connected to the low pressure gas pipeline, the gas production flow line has the first drying unit in series and a gas flow purification unit, and the gas process flow line is provided with a second gas flow dehydration unit and is configured to include a preliminary heat exchanger, wherein the input of the first gas flow drying unit is the input of the gas production flow line, and the output of the gas purification unit is connected to the first input of the preliminary heat exchanger, the input of the second gas flow drying unit is the input of the process gas flow line, and its output is connected to the third input of the preliminary a heat exchanger, the third output of which is connected to the input of the expansion device, connected by the output to the second input of the main heat exchanger.

Технический результат в части второй установки достигается за счет того, что в установке для сжижения природного газа, содержащей трубопровод газа высокого давления, соединенный выходом с входом линии технологического потока газа, включающей расширительное устройство потока газа, и входом линии продукционного потока газа, включающей последовательно соединенные предварительный и основной теплообменники, дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, первый выход которого предназначен для выдачи сжиженного газа, а второй выход соединен с входом линии обратного потока газа, включающей последовательно включенные основной и предварительный теплообменники, второй вход основного теплообменника является входом линии обратного потока газа, второй выход предварительного теплообменника соединен с трубопроводом газа низкого давления, линия продукционного потока газа имеет последовательно включенные компрессор для сжатия газа, первый блок осушки и блок очистки потока газа, а линия технологического потока газа снабжена вторым блоком осушки потока газа и выполнена с включением в нее предварительного теплообменника, причем вход компрессора для сжатия газа является входом линии продукционного потока газа, а выход блока очистки газа соединен с первым входом предварительного теплообменника, вход второго блока осушки потока газа является входом линии технологического потока газа, а его выход соединен с третьим входом предварительного теплообменника, третий выход которого подключен к входу расширительного устройства, связанного выходом с вторым входом основного теплообменника, а также за счет того, что расширительное устройство потока газа изготовлено в виде детандера, механически связанного с компрессором для сжатия газа, причем детандер и компрессор выполнены с возможностью образования детандер - компрессорного агрегата.The technical result in part of the second installation is achieved due to the fact that in the installation for liquefying natural gas containing a high pressure gas pipeline connected to the outlet of the line of the process gas stream, including an expansion device for the gas stream, and the input of the line of the gas production stream, including series connected preliminary and main heat exchangers, a throttle valve and a collector-separator of liquefied gas, the first outlet of which is designed to issue liquefied gas, and the second the stroke is connected to the inlet of the gas return line, which includes the main and preliminary heat exchangers connected in series, the second input of the main heat exchanger is the input of the gas return line, the second output of the preliminary heat exchanger is connected to the low pressure gas pipeline, the gas production stream line has a compressor for gas compression in series , the first drying unit and the gas flow purification unit, and the gas process flow line is provided with a second gas flow drying unit and on with the inclusion of a preliminary heat exchanger, the compressor inlet for gas compression being the input of the gas production stream line, and the output of the gas purification unit connected to the first input of the preliminary heat exchanger, the input of the second gas flow drying unit is the input of the gas process stream line, and its output is connected with the third input of the preliminary heat exchanger, the third output of which is connected to the input of the expansion device, connected by the output to the second input of the main heat exchanger, and also due to of that expansion of the gas flow device is made in the form of an expander mechanically connected to a compressor for compressing gas, wherein the compressor and expander configured to formation expander - compressor unit.

Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 представлена блок-схема первого варианта установки для реализации предлагаемого первого варианта способа сжижения природного газа с разделением поступающего газа на продукционный и технологический потоки с осушкой технологического потока газа и с осушкой и очисткой продукционного потока газа.The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 shows a block diagram of a first embodiment of a plant for implementing the proposed first embodiment of a method for liquefying natural gas with separation of the incoming gas into production and process streams with drying of the process gas stream and with drying and purification of the production gas stream.

На фиг.2 представлена блок-схема второго варианта установки для реализации второго варианта способа сжижения природного газа с разделением поступающего газа на продукционный и технологический потоки и дополнительным сжатием продукционного потока газа с помощью компрессора.Figure 2 presents the block diagram of the second embodiment of the installation for implementing the second variant of the method of liquefying natural gas with the separation of the incoming gas into production and process streams and additional compression of the production gas stream using a compressor.

На фиг.3 представлена блок-схема второго варианта установки для реализации разновидности второго варианта способа сжижения природного газа с разделением поступающего газа на продукционный и технологический потоки и дополнительным сжатием продукционного потока газа в компрессоре детандер-компрессорного агрегата при расширении технологического потока газа в детандере того же агрегата.Figure 3 presents a block diagram of a second embodiment of a plant for implementing a variation of a second embodiment of a method for liquefying natural gas with separation of the incoming gas into production and process streams and additional compression of the production gas stream in the compressor of the expander-compressor unit while expanding the process gas stream in the expander of the same unit.

На фиг.4 представлен график зависимости значения растворимости диоксида углерода СО2 в газообразном метане в зависимости от его температуры при допущении об идеальном растворе.Figure 4 presents a graph of the dependence of the solubility of carbon dioxide CO 2 in gaseous methane depending on its temperature under the assumption of an ideal solution.

Установка для сжижения природного газа (варианты), которая реализует варианты способа сжижения природного газа иллюстрируется фиг.1-3, на которых приведены следующие обозначения: трубопровод 1 газа высокого давления, от которого по одному из двух трубопроводов в установку поступает технологический поток газа, при этом линия 2 технологического потока газа включает в себя блок 3 осушки технологического потока газа, предварительный теплообменник 4, расширительное устройство 5 потока газа (в качестве которого во втором варианте установки используется детандер). По трубопроводу 1 газа высокого давления поступает и продукционный поток газа, причем линия 6 продукционного потока газа включает в себя блок 7 осушки продукционного потока газа, блок 8 очистки продукционного потока газа, а также предварительный теплообменник 4 и основной теплообменник 9. Линия 6 продукционного потока газа также содержит дроссельный вентиль 10, сборник-сепаратор 11 сжиженного газа, один из выходов которого связан с трубопроводом 12 слива жидкости из сборника-сепаратора 11 сжиженного газа. Другой выход сборника-сепаратора 11 сжиженного газа связывает его с линией обратного потока газа, которая включает в себя предварительный 4 и основной 9 теплообменники и соединяет сборник-сепаратор 11 сжиженного газа с трубопроводом 13 газа низкого давления. На фиг.2 показан второй вариант установки, при этом в качестве расширительного устройства 5 потока газа используется детандер, а позицией 14 обозначен компрессор для сжатия газа, находящийся на линии 6 продукционного потока газа и предназначенный для дожимания газа перед поступлением его в блок 7 осушки продукционного потока газа.Installation for liquefying natural gas (options), which implements options for a method of liquefying natural gas is illustrated in figures 1-3, which show the following notation: pipeline 1 high pressure gas, from which one of the two pipelines into the installation receives a process gas stream, This line 2 of the technological gas stream includes a block 3 for drying the technological gas stream, a preliminary heat exchanger 4, an expansion device 5 for the gas stream (in which the second embodiment Expander is used). The production gas stream also flows through the high pressure gas pipe 1, the gas production stream line 6 including a gas production stream drying unit 7, a gas production stream purification unit 8, as well as a preliminary heat exchanger 4 and a main heat exchanger 9. Gas production line 6 also contains a throttle valve 10, a collector-separator 11 of liquefied gas, one of the outlets of which is connected to a pipe 12 for draining the liquid from the collector-separator 11 of a liquefied gas. Another output of the liquefied gas separator 11 separates it from the gas return line, which includes preliminary 4 and main 9 heat exchangers and connects the liquefied gas collector-separator 11 to the low pressure gas pipe 13. Figure 2 shows the second installation option, while an expander is used as an expansion device 5 for gas flow, and 14 is a compressor for compressing gas located on line 6 of the gas production stream and intended to pressurize the gas before it enters the production drying unit 7 gas flow.

На фиг.3 приведена блок-схема установки, являющейся разновидностью установки, показанной на фиг.2, при этом позицией 14 обозначен компрессор для сжатия газа, идущего в продукционном потоке газа линии 6, а позицией 5 - детандер технологического потока газа (расширительное устройство), которые вместе с компрессором 14 образуют детандер-компрессорный агрегат, причем компрессор 14 и детандер 5 механически связаны друг с другом.Figure 3 shows the block diagram of the installation, which is a variation of the installation shown in figure 2, with the position 14 denotes a compressor for compressing the gas flowing in the gas production stream of line 6, and the position 5 - expander of the process gas stream (expansion device) which together with compressor 14 form an expander-compressor unit, wherein compressor 14 and expander 5 are mechanically connected to each other.

Рассмотрим, каким образом происходит реализация способа сжижения природного газа с помощью установки, приведенной на фиг.1.Consider how the implementation of the method of liquefying natural gas using the installation shown in figure 1.

Поток газа из трубопровода 1 газа высокого давления, поступающий на установку, разделяют на технологический и продукционный потоки. Технологический поток газа по линии 2 технологического потока газа направляют на блок 3 осушки технологического потока газа и прямым потоком пропускают через предварительный теплообменник 4, где его охлаждает обратный поток газа, идущий по линии обратного потока газа. Затем технологический поток газа после охлаждения в предварительном теплообменнике 4 направляют на расширительное устройство 5 (например, детандер), где его расширяют до величины давления обратного потока газа с понижением температуры и в качестве обратного потока пропускают через основной 9 и предварительный теплообменники 4, охлаждая прямые технологический и продукционный потоки газа. Продукционный поток газа по линии 6 пропускают через блок 7 осушки и блок 8 очистки продукционного потока газа, а далее продукционный поток газа прямым потоком направляют последовательно через предварительный теплообменник 4 и основной теплообменник 9, где его охлаждают обратным потоком низкого давления, который проходит через теплообменники 4 и 9 обратным потоком. Затем продукционный поток газа по линии 6 расширяется с помощью дроссельного вентиля 10. После дросселирования в узле 10 газ направляют в сборник-сепаратор 11 сжиженного газа, из которого жидкую фазу направляют через трубопровод 12 слива жидкости в емкость для накопления сжиженного газа (на фиг.1 не показана) для последующей его отправки потребителю. Несконденсированную часть природного газа из сборника-сепаратора 11 сжиженного газа возвращают обратным потоком через теплообменники 9 и 4 в трубопровод 13 газа низкого давления.The gas flow from the pipeline 1 of high pressure gas entering the installation is divided into process and production flows. The process gas stream through line 2 of the process gas stream is sent to the drying unit 3 of the process gas stream and is passed by direct stream through the preliminary heat exchanger 4, where it is cooled by the return gas stream going through the return gas stream line. Then the process gas stream after cooling in the preliminary heat exchanger 4 is sent to an expansion device 5 (for example, an expander), where it is expanded to the pressure of the return gas stream with decreasing temperature and is passed through the main 9 and preliminary heat exchangers 4 as the return flow, cooling the direct process and gas production flows. The gas production stream through line 6 is passed through the drying unit 7 and the gas production stream purification unit 8, and then the gas production stream is directed by a direct stream sequentially through the preliminary heat exchanger 4 and the main heat exchanger 9, where it is cooled by a low pressure reverse flow that passes through the heat exchangers 4 and 9 back flow. Then, the gas production stream through line 6 is expanded using a throttle valve 10. After throttling in the unit 10, the gas is sent to a liquefied gas separator 11, from which the liquid phase is sent through a liquid discharge pipe 12 to a container for liquefied gas accumulation (in Fig. 1 not shown) for subsequent shipment to the consumer. The non-condensed portion of natural gas from the liquefied natural gas separator 11 is returned by a reverse stream through heat exchangers 9 and 4 to a low pressure gas pipe 13.

Для исключения выпадения твердых частиц СО2 при расширении газа в расширительном устройстве 5 потока газа (детандере) температура газа после расширения в нем должна быть выше температуры упругости паров СО2 над кристаллом, т.е. выше температуры кристаллизации СО2. Отсюда следует, что чем выше концентрация СО2 в исходном газе и чем выше значение давления обратного потока газа, тем выше должна быть температура газа перед и, соответственно, после расширительного устройства 5 потока газа. С другой стороны, если давление прямого потока ниже критического значения, то при повышении температуры после расширительного устройства 5 потока газа сверх некоторого значения нарушается теплообмен между прямым и обратным потоками в основном теплообменнике 9. Причем, чем ниже давление прямого потока, тем ниже должно быть значение температуры после расширительного устройства 5 потока газа и тем лучше условия для кристаллизации СО2. Таким образом, при низком давлении прямого потока уменьшается значение допустимой концентрации СО2 в технологическом потоке газа по линии 2, т.е. данный способ не может быть реализован при высоком содержании СО2 в исходном газе и при низком значении газа высокого давления на входе в установку.To prevent solid particles from precipitating CO 2 during gas expansion in the expansion device 5 of the gas stream (expander), the gas temperature after expansion in it should be higher than the temperature of vapor pressure of CO 2 above the crystal, i.e. above the crystallization temperature of CO 2 . It follows that the higher the concentration of CO 2 in the source gas and the higher the pressure value of the reverse gas flow, the higher the gas temperature must be before and, accordingly, after the expansion device 5 of the gas flow. On the other hand, if the direct flow pressure is lower than the critical value, then when the temperature rises after the expansion device 5, the gas flow exceeds a certain value, the heat exchange between the direct and return flows in the main heat exchanger 9 is disrupted. Moreover, the lower the direct flow pressure, the lower the value should be temperature after the expansion device 5 of the gas stream and the better the conditions for crystallization of CO 2 . Thus, at a low pressure of the direct flow, the value of the permissible concentration of CO 2 in the process gas stream along line 2 decreases, i.e. this method cannot be implemented with a high content of CO 2 in the source gas and with a low value of high-pressure gas at the inlet to the installation.

Повышение допустимого содержания СО2 в технологическом потоке газа, идущем по линии 2, можно осуществить за счет повышения давления продукционного потока газа до значений ниже и выше сверхкритического значения давления газа. При сверхкритическом давлении продукционного потока газа по линии 6 теплообмен в основном теплообменнике 9 не нарушается. Это, в свою очередь, позволяет повысить температуру газа перед и, соответственно, после расширительного устройства 5 потока газа (детандера) и увеличить уровень допустимой концентрации СО2 в технологическом потоке газа, идущем по линии 2. Повышение давления продукционного потока газа по линии 6 позволяет, кроме того, увеличить коэффициент сжижения газа при относительно малых дополнительных энергетических затратах. Для реализации такого способа сжижения газа в блок-схему на фиг.2 дополнительно вводят, по сравнению с установкой на фиг.1, компрессор 14 для сжатия газа (фиг.2), находящийся на линии 6 продукционного потока газа. Отличие в работе данной установки от работы установки для сжижения газа, приведенной на фиг.1, заключается в том, что продукционный поток газа, идущий по линии 6, предварительно направляется в компрессор 14 для сжатия газа (например, метана), где сжимается, как правило, до значений, находящихся в области значения величины сверхкритического давления газа, после чего проходит через блок 7 осушки и блок 8 очистки продукционного потока газа. Другими словами, при работе данной установки природный газ может быть сжат до значений как ниже, так и выше критического давления природного газа. Привод компрессора 14 для сжатия газа осуществляют от дизель-электрогенератора или от газоэлектрогенератора (на фиг.2 не показаны).An increase in the permissible content of CO 2 in the process gas stream flowing along line 2 can be achieved by increasing the pressure of the gas production stream to values below and above the supercritical value of the gas pressure. At supercritical pressure of the gas production stream along line 6, heat transfer in the main heat exchanger 9 is not disturbed. This, in turn, allows you to increase the temperature of the gas before and, accordingly, after the expansion device 5 of the gas stream (expander) and increase the level of permissible concentration of CO 2 in the process gas stream flowing along line 2. An increase in the pressure of the gas production stream through line 6 allows In addition, to increase the coefficient of gas liquefaction at relatively low additional energy costs. To implement this method of gas liquefaction, the compressor 14 for gas compression (FIG. 2) located on line 6 of the gas production stream is additionally introduced into the flowchart of FIG. The difference in the operation of this installation from the operation of the gas liquefaction plant shown in Fig. 1 is that the gas production stream flowing through line 6 is first sent to a compressor 14 for compressing gas (e.g. methane), where it is compressed as as a rule, to values in the range of the supercritical pressure of the gas, after which it passes through the drying unit 7 and the cleaning unit 8 for the production gas stream. In other words, during the operation of this installation, natural gas can be compressed to values both below and above the critical pressure of natural gas. The compressor 14 for compressing gas is driven from a diesel generator or from a gas generator (not shown in FIG. 2).

Установку, схема которой приведена на фиг.2, можно видоизменить, если для сжатия продукционного потока газа использовать энергию, полученную при расширении технологического потока газа.The installation, the diagram of which is shown in figure 2, can be modified if the energy obtained by expanding the process gas stream is used to compress the gas production stream.

Для этого в установке для реализации способа сжижения природного газа (фиг.3) расширительное устройство 5 потока газа, выполненное в виде детандера, и компрессор 14 для сжатия газа изготовляют в виде детандер-компрессорного агрегата, в состав которого таким образом входят компрессор 14 и расширительное устройство 5 потока газа (детандер).For this, in the installation for implementing the method of liquefying natural gas (Fig. 3), an expansion device 5 for the gas flow, made in the form of an expander, and a compressor 14 for compressing gas, are made in the form of an expander-compressor unit, which thus includes a compressor 14 and an expansion gas flow device 5 (expander).

Отличие работы данной установки от работы установки, приведенной на блок-схеме фиг.2, заключается в следующем. Продукционный поток газа по линии 6 от трубопровода 1 газа высокого давления направляют на вход компрессора 14 детандер-компрессорного агрегата, где сжимают за счет расширения технологического потока газа в детандере 5 детандер-компрессорного агрегата. Продукционный поток газа по линии 6, как и в предыдущих случаях, проходит через блок 7 осушки и блок 8 очистки продукционного потока газа в предварительный теплообменник 4, в котором происходит его охлаждение обратным потоком газа, идущим по линии обратного потока газа. Во всем остальном данная установка функционирует также, как и в случае установки для сжижения природного газа, приведенной на фиг.1.The difference between the operation of this installation from the operation of the installation shown in the block diagram of figure 2, is as follows. The gas production stream through line 6 from the high pressure gas pipeline 1 is directed to the inlet of the compressor 14 of the expander-compressor unit, where it is compressed by expanding the process gas stream in the expander 5 of the expander-compressor unit. The gas production stream through line 6, as in the previous cases, passes through the drying unit 7 and the gas production stream purification unit 8 to a preliminary heat exchanger 4, in which it is cooled by a reverse gas flow going along the gas return flow line. In all other respects, this installation functions in the same way as in the case of the installation for liquefying natural gas, shown in figure 1.

Ниже приводится обоснование технических решений, которые описаны в данном изобретении.Below is the rationale for the technical solutions that are described in this invention.

Возможность получения сжиженного природного газа при низком давлении газа в магистральном трубопроводе и повышенном содержании СО2 рассмотрим на конкретном примере.The possibility of obtaining liquefied natural gas at a low gas pressure in the main pipeline and an increased content of CO 2 will be considered using a specific example.

Пусть давление газа в магистральном трубопроводе равно 2 МПа, давление прямого потока после компрессора для сжатия газа детандер-компрессорного агрегата равно 2,5 МПа, давление газа в трубопроводе низкого давления 1,0 МПа. Величина концентрации СО2 в исходном газе равна 0,04% (4·10-4). Растворимость СО2 в газообразном метане определяется по формуле:Let the gas pressure in the main pipeline be equal to 2 MPa, the direct flow pressure after the compressor for compressing the gas of the expander-compressor unit is 2.5 MPa, the gas pressure in the low pressure pipeline should be 1.0 MPa. The concentration of CO 2 in the feed gas is 0.04% (4 · 10 -4 ). The solubility of CO 2 in methane gas is determined by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где Ссо2 - растворимость диоксида углерода в газообразном метане, моль/моль;where C co2 is the solubility of carbon dioxide in methane gas, mol / mol;

Рсо2 - давление упругости паров диоксида углерода над кристаллом, МПа;P co2 — vapor pressure of carbon dioxide above the crystal, MPa;

Р - давление газа в трубопроводе перед компрессором, МПа;P is the gas pressure in the pipeline in front of the compressor, MPa;

F>1 - поправочный коэффициент, учитывающий реальные свойства сжиженного газа в сравнении со свойствами идеального раствора, безразмерный.F> 1 is a correction factor that takes into account the real properties of liquefied gas in comparison with the properties of an ideal solution, dimensionless.

Расчеты по идеальному раствору с учетом выражения (1) позволяют определить допустимую концентрацию СО2 в исходном метане с некоторым запасом (кн.: Сжиженный природный газ. Справочник по физико-химическим, энергетическим и эксплуатационным свойствам. /Под ред. И.Л. Ходаркова, Химиздат, С-Петербург, 2003, стр.29).Calculations for an ideal solution, taking into account expression (1), allow determining the permissible concentration of CO 2 in the initial methane with a certain reserve (book: Liquefied natural gas. Handbook of physicochemical, energy, and operational properties. / Ed. By I.L. Khodarkova Khimizdat, St. Petersburg, 2003, p. 29).

Значения растворимости СО2 в газообразном метане, рассчитанные как для идеального раствора по упругости паров СО2 над кристаллом (F=1), приведены на фиг.4.The solubility values of CO 2 in methane gas, calculated as for an ideal solution for the vapor pressure of CO 2 above the crystal (F = 1), are shown in FIG.

При давлении прямого потока газа, равном 2,5 МПа, и давлении обратного потока газа, равном 1,0 МПа, оптимальное значение температуры перед расширительным устройством 5 потока газа (детандером) равно 187К, а за расширительным устройством потока газа (детандером) равно 155К. Доля расхода газа через расширительное устройство 5 потока газа (детандер) составляет около 93%, а коэффициент сжижения газа равен 5,5%.When the pressure of the direct gas flow is 2.5 MPa and the pressure of the gas backflow is 1.0 MPa, the optimal temperature before the expansion device 5 of the gas flow (expander) is 187K, and behind the expansion device of the gas flow (expander) is 155K . The gas flow rate through the gas flow expansion device 5 (expander) is about 93%, and the gas liquefaction coefficient is 5.5%.

На фиг.4 видно, что при температуре газа, равной 155К, растворимость СО2 в газе составляет 1600 ppm (0,16%) для идеального раствора. Таким образом, если концентрация СО2 в исходном газе менее 1600 ppm (0,16%), то нет необходимости в очистке технологического потока газа, идущего по линии 2, от СО2. В нашем случае при условии, что концентрация СО2 в газе равна 0,04% (400 ppm), можно исключить очистку технологического потока газа (93% от общего расхода газа) от СО2 и ограничиться очисткой только продукционного потока газа, идущего по линии 6. При этом уменьшаются эксплуатационные затраты и упрощается эксплуатация установки. Если концентрация СО2 в исходном газе выше, чем в описанном предыдущем случае, и равна 0,6% (6000 ppm), то при расширении газа в устройстве 5 (детандере) начинается кристаллизация СО2, что может привести к нарушению работы установки. Согласно изобретению в этом случае следует повышать давление продукционного потока газа, идущего по линии 6. При давлении, равном 6 МПа, оптимальная температура газа перед расширительным устройством 5 потока газа (детандером) равна 232К, а после расширительного устройства 5 потока газа (детандера) - 190К. При этом доля технологического потока газа, идущего по линии 2, равна 83%, а коэффициент сжижения равен 8,5%. Растворимость СО2 в газе (например, метане) при температуре 190К и давлении 1,0 МПа для идеального раствора будет составлять 70000 ppm, т.е. существенно выше, чем концентрация СО2 в исходном газе (6000 ppm). Таким образом, за счет повышения давления продукционного потока газа, идущего по линии 6, можно исключить очистку технологического потока газа в линии 2 от СО2 с соответствующим уменьшением эксплуатационных затрат и упрощением эксплуатации установки. Кроме того, за счет дополнительного сжатия продукционного потока газа, идущего по линии 6, коэффициент сжижения увеличился с 5,5 до 8,5% (более чем в 1,5 раза), что позволяет компенсировать затраты на дополнительное оборудование для компримирования газа, а также дополнительные энергозатраты. При этом снижается себестоимость сжиженного природного газа.Figure 4 shows that at a gas temperature of 155K, the solubility of CO 2 in the gas is 1600 ppm (0.16%) for an ideal solution. Thus, if the concentration of CO 2 in the feed gas is less than 1600 ppm (0.16%), then there is no need to purify the process gas stream flowing along line 2 from CO 2 . In our case, provided that the concentration of CO 2 in the gas is 0.04% (400 ppm), it is possible to exclude the purification of the process gas stream (93% of the total gas flow) from CO 2 and limit ourselves to cleaning only the production gas stream flowing along the line 6. This reduces operating costs and simplifies the operation of the installation. If the concentration of CO 2 in the source gas is higher than in the previous case and equal to 0.6% (6000 ppm), then when the gas expands in the device 5 (expander), crystallization of CO 2 begins, which can lead to disruption of the installation. According to the invention, in this case, it is necessary to increase the pressure of the gas production stream flowing along line 6. At a pressure of 6 MPa, the optimal gas temperature before the gas flow expansion device 5 (expander) is 232K, and after the gas expansion device 5 (gas expander) 190K. At the same time, the proportion of the process gas stream flowing through line 2 is 83%, and the liquefaction coefficient is 8.5%. The solubility of CO 2 in a gas (e.g. methane) at a temperature of 190K and a pressure of 1.0 MPa for an ideal solution will be 70,000 ppm, i.e. significantly higher than the concentration of CO 2 in the source gas (6000 ppm). Thus, by increasing the pressure of the production gas stream flowing along line 6, it is possible to eliminate the purification of the process gas stream in line 2 from CO 2 with a corresponding reduction in operating costs and simplifying the operation of the installation. In addition, due to additional compression of the gas production stream flowing along line 6, the liquefaction coefficient increased from 5.5 to 8.5% (more than 1.5 times), which makes it possible to compensate for the costs of additional equipment for gas compression, and also additional energy costs. At the same time, the cost of liquefied natural gas is reduced.

Использование данного изобретения позволяет получать сжиженный природный газ с малым содержанием диоксида углерода и других высококипящих компонентов и упростить технологию сжижения природного газа за счет его осушки и очистки. При этом при реализации данного изобретения повышается коэффициент сжижения на газораспределительных станциях с низким давлением газа в магистральном трубопроводе.The use of this invention allows to obtain liquefied natural gas with a low content of carbon dioxide and other high-boiling components and to simplify the technology of liquefying natural gas due to its drying and purification. Moreover, the implementation of the present invention increases the liquefaction coefficient at gas distribution stations with low gas pressure in the main pipeline.

Claims (6)

1. Способ сжижения природного газа, включающий разделение потока природного газа высокого давления на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа с понижением его температуры и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа, отличающийся тем, что продукционный поток газа перед охлаждением подвергают осушке и очистке от CO2, а технологический поток газа перед расширением осушают и охлаждают до температуры, значение которой выбирают из условий наибольшей степени сжижения газа при отсутствии кристаллизации CO2 в природном газе после его расширения.1. A method of liquefying natural gas, including the separation of the high-pressure natural gas stream into process and production streams, expanding the process gas stream with lowering its temperature and returning it with a reverse stream to cool the gas production stream, throttling the gas production stream after cooling to form a vapor-liquid mixture , the separation of the vapor-liquid mixture into vapor and liquid phases with the subsequent direction in the return flow of non-condensable natural gas, about characterized by the fact that the gas production stream is dried and purified from CO 2 before cooling, and the process gas stream is dried and cooled before expansion to a temperature which value is chosen from the conditions of the highest degree of gas liquefaction in the absence of crystallization of CO 2 in natural gas after its expansion. 2. Способ сжижения природного газа, включающий разделение потока природного газа высокого давления на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа с понижением его температуры и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа, отличающийся тем, что продукционный поток газа перед охлаждением сжимают, затем подвергают осушке и очистке от CO2, а технологический поток газа перед расширением осушают и охлаждают до температуры, значение которой выбирают из условий наибольшей степени сжижения газа при отсутствии кристаллизации CO2 в природном газе после его расширения.2. A method of liquefying natural gas, including dividing the high-pressure natural gas stream into process and production streams, expanding the process gas stream with lowering its temperature and returning it with a reverse stream to cool the gas production stream, throttling the gas production stream after cooling it to form a vapor-liquid mixture , the separation of the vapor-liquid mixture into vapor and liquid phases with the subsequent direction in the return flow of non-condensable natural gas, about characterized by the fact that the production gas stream is compressed before cooling, then dried and CO 2 cleaned, and the process gas stream is dried and cooled before expansion to a temperature which value is chosen from the conditions of the highest degree of gas liquefaction in the absence of crystallization of CO 2 in natural gas after its extensions. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что сжатие продукционного потока газа осуществляют за счет энергии, получаемой при расширении технологического потока газа.3. The method according to claim 2, characterized in that the compression of the gas production stream is carried out due to the energy obtained by expanding the process gas stream. 4. Установка для сжижения природного газа, содержащая трубопровод газа высокого давления, соединенный с входом линии технологического потока газа, включающей расширительное устройство потока газа, и входом линии продукционного потока газа, включающей последовательно соединенные предварительный и основной теплообменники, дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, первый выход которого предназначен для выдачи сжиженного газа, а второй выход соединен с входом линии обратного потока газа, включающей последовательно включенные основной и предварительный теплообменники, второй вход основного теплообменника является входом линии обратного потока газа, второй выход предварительного теплообменника соединен с трубопроводом газа низкого давления, отличающаяся тем, что линия продукционного потока газа имеет последовательно включенные первый блок осушки и блок очистки потока газа, а линия технологического потока газа снабжена вторым блоком осушки потока газа и выполнена с включением в нее предварительного теплообменника, причем вход первого блока осушки потока газа является входом линии продукционного потока газа, а выход блока очистки газа соединен с первым входом предварительного теплообменника, вход второго блока осушки потока газа является входом линии технологического потока газа, а его выход соединен с третьим входом предварительного теплообменника, третий выход которого подключен к входу расширительного устройства, связанного выходом с вторым входом основного теплообменника.4. Installation for liquefying natural gas, comprising a high pressure gas pipeline connected to the inlet of the process gas stream line including a gas flow expansion device, and the input of a gas production stream line including pre-and main heat exchangers, a throttle valve and a liquefied gas collector gas, the first outlet of which is intended for the delivery of liquefied gas, and the second outlet is connected to the inlet of the return gas line, including main and preliminary heat exchangers, the second input of the main heat exchanger is the input of the return gas flow line, the second output of the preliminary heat exchanger is connected to the low pressure gas pipeline, characterized in that the production gas flow line has a first drying unit and a gas flow purification unit connected in series, and the line the process gas stream is equipped with a second gas stream dehydration unit and is configured to include a preliminary heat exchanger, the input of the first drying unit being The gas eye is the input of the gas production flow line, and the output of the gas purification unit is connected to the first input of the preliminary heat exchanger, the input of the second gas flow drying unit is the input of the technological gas flow line, and its output is connected to the third input of the preliminary heat exchanger, the third output of which is connected to the input an expansion device connected by the output to the second input of the main heat exchanger. 5. Установка для сжижения природного газа, содержащая трубопровод газа высокого давления, соединенный выходом с входом линии технологического потока газа, включающей расширительное устройство потока газа, и входом линии продукционного потока газа, включающей последовательно соединенные предварительный и основной теплообменники, дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, первый выход которого предназначен для выдачи сжиженного газа, а второй выход соединен с входом линии обратного потока газа, включающей последовательно включенные основной и предварительный теплообменники, второй вход основного теплообменника является входом линии обратного потока газа, второй выход предварительного теплообменника соединен с трубопроводом газа низкого давления, отличающаяся тем, что линия продукционного потока газа имеет последовательно включенные компрессор для сжатия газа, первый блок осушки и блок очистки потока газа, а линия технологического потока газа снабжена вторым блоком осушки потока газа и выполнена с включением в нее предварительного теплообменника, причем вход компрессора для сжатия газа является входом линии продукционного потока газа, а выход блока очистки газа соединен с первым входом предварительного теплообменника, вход второго блока осушки потока газа является входом линии технологического потока газа, а его выход соединен с третьим входом предварительного теплообменника, третий выход которого подключен к входу расширительного устройства, связанного выходом с вторым входом основного теплообменника.5. Installation for liquefying natural gas, comprising a high pressure gas pipeline connected to an outlet with an inlet of a process gas stream line including a gas flow expansion device, and an inlet of a gas production stream line including a pre-connected and main heat exchanger, a throttle valve and a separator in series liquefied gas, the first outlet of which is designed to dispense liquefied gas, and the second outlet is connected to the inlet of the return gas line, including a series of o included main and preliminary heat exchangers, the second input of the main heat exchanger is the input of the gas return line, the second output of the preliminary heat exchanger is connected to the low pressure gas pipeline, characterized in that the gas production stream line has a series-connected compressor for gas compression, the first drying unit and the block gas flow purification, and the process gas flow line is equipped with a second gas flow drying unit and is made with the inclusion of a preliminary heat exchanger, moreover, the compressor inlet for gas compression is the input of the gas production flow line, and the output of the gas purification unit is connected to the first input of the preliminary heat exchanger, the input of the second gas flow drying unit is the input of the technological gas flow line, and its output is connected to the third input of the preliminary heat exchanger, the third output which is connected to the input of the expansion device connected by the output to the second input of the main heat exchanger. 6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что расширительное устройство потока газа изготовлено в виде детандера, механически связанного с компрессором для сжатия газа, причем детандер и компрессор выполнены с возможностью образования детандер-компрессорного агрегата. 6. Installation according to claim 5, characterized in that the expansion device for the gas flow is made in the form of an expander mechanically coupled to a compressor for compressing gas, wherein the expander and compressor are configured to form an expander-compressor unit.
RU2007125077/06A 2007-07-04 2007-07-04 Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions) RU2438081C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007125077/06A RU2438081C2 (en) 2007-07-04 2007-07-04 Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007125077/06A RU2438081C2 (en) 2007-07-04 2007-07-04 Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007125077A RU2007125077A (en) 2009-01-10
RU2438081C2 true RU2438081C2 (en) 2011-12-27

Family

ID=40373881

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007125077/06A RU2438081C2 (en) 2007-07-04 2007-07-04 Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2438081C2 (en)

Cited By (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2499208C1 (en) * 2012-04-06 2013-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method for partial liquefaction of natural gas
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
RU2612240C1 (en) * 2015-10-22 2017-03-03 Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" Gas liquefaction unit
RU2629047C1 (en) * 2016-10-17 2017-08-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas
RU2641416C1 (en) * 2017-02-10 2018-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газхолодтехника" Method of production of compromised natural gas at the gas distribution station and booster compressor for the realisation of such method
RU2671665C1 (en) * 2017-12-20 2018-11-06 Андрей Владиславович Курочкин Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options)
RU2686655C1 (en) * 2018-10-23 2019-04-29 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas (versions)
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2688595C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-21 Андрей Владиславович Курочкин Natural gas liquefaction plant
RU2691876C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-18 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefied natural gas production (versions)
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2692584C1 (en) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2692613C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefaction of natural gas (versions)
RU2692614C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2699872C1 (en) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2699911C1 (en) * 2019-03-06 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for producing lng
RU2701173C1 (en) * 2019-03-06 2019-09-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2702680C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Unit for reduction of natural gas with generation of lng
RU2702682C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Installation for liquefied natural gas production and method of its operation
RU2702683C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2720506C1 (en) * 2019-04-15 2020-04-30 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2734376C1 (en) * 2020-03-11 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Method of liquefying gas and installation for implementation thereof
RU2734352C1 (en) * 2020-03-10 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Liquefying unit
RU2745176C2 (en) * 2018-07-02 2021-03-22 Андрей Владиславович Курочкин Installation for production of gas motor fuels from natural gas (options)
RU2748413C2 (en) * 2019-05-07 2021-05-25 Андрей Владиславович Курочкин Installation for producing liquefied natural gas (versions)
RU2758962C2 (en) * 2018-06-27 2021-11-03 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2525759C2 (en) * 2012-11-20 2014-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" Partial liquefaction of natural gas (versions)

Cited By (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2499208C1 (en) * 2012-04-06 2013-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method for partial liquefaction of natural gas
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
RU2612240C1 (en) * 2015-10-22 2017-03-03 Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" Gas liquefaction unit
RU2629047C1 (en) * 2016-10-17 2017-08-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas
RU2641416C1 (en) * 2017-02-10 2018-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газхолодтехника" Method of production of compromised natural gas at the gas distribution station and booster compressor for the realisation of such method
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2671665C1 (en) * 2017-12-20 2018-11-06 Андрей Владиславович Курочкин Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options)
RU2692614C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2758962C2 (en) * 2018-06-27 2021-11-03 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels
RU2745176C2 (en) * 2018-07-02 2021-03-22 Андрей Владиславович Курочкин Installation for production of gas motor fuels from natural gas (options)
RU2686655C1 (en) * 2018-10-23 2019-04-29 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas (versions)
RU2691876C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-18 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefied natural gas production (versions)
RU2692613C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefaction of natural gas (versions)
RU2699872C1 (en) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2688595C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-21 Андрей Владиславович Курочкин Natural gas liquefaction plant
RU2692584C1 (en) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2699911C1 (en) * 2019-03-06 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for producing lng
RU2701173C1 (en) * 2019-03-06 2019-09-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2702680C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Unit for reduction of natural gas with generation of lng
RU2720506C1 (en) * 2019-04-15 2020-04-30 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2702683C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2702682C1 (en) * 2019-04-15 2019-10-09 Андрей Владиславович Курочкин Installation for liquefied natural gas production and method of its operation
RU2748413C2 (en) * 2019-05-07 2021-05-25 Андрей Владиславович Курочкин Installation for producing liquefied natural gas (versions)
RU2734352C1 (en) * 2020-03-10 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Liquefying unit
WO2021182995A1 (en) * 2020-03-10 2021-09-16 Общество с ограниченной ответственностью "Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Apparatus for liquefying gas
RU2734376C1 (en) * 2020-03-11 2020-10-15 Общество с ограниченной ответственностью " Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Method of liquefying gas and installation for implementation thereof
WO2021182996A1 (en) * 2020-03-11 2021-09-16 Общество с ограниченной ответственностью "Центр диагностики, экспертизы и сертификации" Method for liquefying gas and apparatus for implementing same

Also Published As

Publication number Publication date
RU2007125077A (en) 2009-01-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2438081C2 (en) Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)
RU2541360C1 (en) Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
RU2298743C2 (en) Method and device for liquefying natural gas under high pressure
RU2668303C1 (en) System and method for liquefying of natural gas (options)
TWI547676B (en) Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
RU2148761C1 (en) Cooling of fluid medium flow
JP5984192B2 (en) Natural gas liquefaction process
RU2362954C2 (en) Treating of liquefied natural gas
US6347531B1 (en) Single mixed refrigerant gas liquefaction process
RU2636966C1 (en) Method for production of liquefied natural gas
RU2010150141A (en) IMPROVED NITROGEN REMOVAL IN A PLANT FOR PRODUCING LIQUEFIED NATURAL GAS
RU2005118106A (en) IMPROVED METHANE INSTANT EVAPORATION SYSTEM TO REDUCE NATURAL GAS
EA011918B1 (en) Integrated plant of lng regasification and splitter of flue gas components
RU2533044C2 (en) Method and device for cooling flow of gaseous hydrocarbons
CN207922696U (en) Device for cooling down hydrocarbon raw material stream
RU2017126023A (en) HEAVY-HYDROCARBON REMOVAL SYSTEM FOR LIQUIDATION OF THE POOLED NATURAL GAS
RU2568697C2 (en) Liquefaction of fraction enriched with hydrocarbons
JPH1068586A (en) Cooling process and device for natural gas liquefaction
CN101659396A (en) Process for the production of ammonia synthesis gas with improved cryogenic purification
JP7051372B2 (en) Hydrocarbon separation method and equipment
RU2482405C2 (en) Method for start of refrigerating circuit containing mixture of hydrocarbons
WO2010063789A2 (en) Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
RU2607198C2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
NL8101671A (en) COOLING METHOD FOR RECOVERING OR FRACTIONING A MIXTURE CONSIDERING PRINCIPALLY OF BUTANE AND PROPANE CONTAINED IN A PURIFYED GAS BY USING AN EXTERNAL MECHANICAL CYCLE.
RU2212598C1 (en) Method and apparatus for natural gas partial liquefaction

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20140729