RU2447382C2 - Method and device for liquefaction of hydrocarbon-containing raw materials flow - Google Patents

Method and device for liquefaction of hydrocarbon-containing raw materials flow Download PDF

Info

Publication number
RU2447382C2
RU2447382C2 RU2009109420/06A RU2009109420A RU2447382C2 RU 2447382 C2 RU2447382 C2 RU 2447382C2 RU 2009109420/06 A RU2009109420/06 A RU 2009109420/06A RU 2009109420 A RU2009109420 A RU 2009109420A RU 2447382 C2 RU2447382 C2 RU 2447382C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cooling
cooling medium
stream
mixed
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2009109420/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2009109420A (en
Inventor
Марко Дик ЯГЕР (NL)
Марко Дик Ягер
Суйог Кальянджи КОТЕЧА (IN)
Суйог Кальянджи КОТЕЧА
Ирина ТАНАЕВА (NL)
Ирина ТАНАЕВА
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2009109420A publication Critical patent/RU2009109420A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2447382C2 publication Critical patent/RU2447382C2/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/007—Primary atmospheric gases, mixtures thereof
    • F25J1/0072—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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0092—Mixtures of hydrocarbons comprising possibly also minor amounts 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0217—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0218—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one or more SCR cycles, e.g. with a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F25J1/0268—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer using a dedicated refrigeration means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general

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

FIELD: machine building.
SUBSTANCE: method includes at least the following stages: the first cooling of a raw materials flow (10) is carried out with the help of the first cooling medium, which circulates in the first cooling circuit (100). At the same time the first cooling medium contains more than 90 mol % of propane; the second cooling of the cooled gas flow (20) is carried out to the liquefied flow (60) with the help of the first mixed cooling medium circulating in the first circuit (200) for the mixed cooling medium. At the same time the specified second cooling is carried out in two or more heat exchangers (42, 44), at least two of which operate under different pressures, and supercooling of the liquefied flow (60) is carried out with the help of the second mixed cooling medium or with the help of a nitrogen cooling medium, which circulates in the supercooling circuit (300), thus the supercooled flow of hydrocarbons (70) is produced.
EFFECT: using the invention will make it possible to improve efficiency of the liquefaction process.
17 cl, 2 dwg, 3 tbl

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способу и устройству, предназначенным для сжижения потока сырья, содержащего углеводороды, в частности, помимо прочего, потока природного газа.The present invention relates to a method and apparatus for liquefying a stream of raw materials containing hydrocarbons, in particular, but not limited to, a stream of natural gas.

Предшествующий уровень техникиState of the art

Известен ряд способов сжижения потока природного газа и тем самым получения сжиженного природного газа (СПГ). Сжижать природный газ желательно по нескольким причинам. Например, природный газ легче хранить и транспортировать в жидком, а не в газообразном состоянии, так как в таком случае он занимает меньший объем и его не надо хранить при высоком давлении.A number of methods are known for liquefying a natural gas stream and thereby producing liquefied natural gas (LNG). Liquefying natural gas is desirable for several reasons. For example, natural gas is easier to store and transport in a liquid rather than a gaseous state, since in this case it occupies a smaller volume and does not need to be stored at high pressure.

В документе ЕР 1340951 А2 описан процесс сжижения потока природного газа, в котором используют три цикла охлаждения. На первой и второй стадиях охлаждения используют смешанную охлаждающую среду, а на третьей стадии охлаждения используют азот. Вторую стадию охлаждения осуществляют в единственном теплообменнике при одном значении давления смешанной охлаждающей среды.EP 1340951 A2 describes a process for liquefying a natural gas stream in which three cooling cycles are used. In the first and second stages of cooling, a mixed cooling medium is used, and in the third stage of cooling, nitrogen is used. The second cooling stage is carried out in a single heat exchanger at a single pressure value of the mixed cooling medium.

В документе US 2005/056051 описан процесс сжижения потока природного газа, в котором используют три цикла охлаждения. На первой стадии охлаждения используют пропановую охлаждающую среду, на второй стадии охлаждения используют смешанную охлаждающую среду, а на третьей стадии охлаждения используют азот. Вторую стадию охлаждения осуществляют в единственном теплообменнике при одном значении давления смешанной охлаждающей среды.US 2005/056051 describes a process for liquefying a natural gas stream in which three cooling cycles are used. The propane cooling medium is used in the first cooling stage, the mixed cooling medium is used in the second cooling stage, and nitrogen is used in the third cooling stage. The second cooling stage is carried out in a single heat exchanger at a single pressure value of the mixed cooling medium.

В документе DE 3521060 описан процесс сжижения потока природного газа, в котором используют три цикла охлаждения. На первой и третьей стадии охлаждения используют смешанную охлаждающую среду или пропановую охлаждающую среду, а на второй стадии охлаждения используют смешанную охлаждающую среду. В указанном документе не описано использование на второй стадии охлаждения, по меньшей мере, двух теплообменников, работающих при различных давлениях смешанной охлаждающей среды.DE 3521060 describes a process for liquefying a natural gas stream in which three cooling cycles are used. In the first and third cooling stages, a mixed cooling medium or propane cooling medium is used, and in the second cooling stage, a mixed cooling medium is used. This document does not describe the use in the second cooling stage of at least two heat exchangers operating at different pressures of the mixed cooling medium.

В документе US 6,253,574 В1 описан процесс сжижения потока природного газа, в котором используют каскадный цикл со смешанной охлаждающей средой, при этом каскадный цикл состоит из трех циклов охлаждения со смешанной охлаждающей средой с различными составами охлаждающей среды. Охлаждающая среда первого цикла является смесью этилена или этана, пропана и бутана. Охлаждающая среда второго цикла является смесью метана, этилена или этана и пропана, а третья охлаждающая среда является смесью азота, метана и этилена или этана.US Pat. No. 6,253,574 B1 describes a process for liquefying a natural gas stream in which a cascade cycle with a mixed cooling medium is used, wherein the cascade cycle consists of three cooling cycles with a mixed cooling medium with different compositions of the cooling medium. The cooling medium of the first cycle is a mixture of ethylene or ethane, propane and butane. The cooling medium of the second cycle is a mixture of methane, ethylene or ethane and propane, and the third cooling medium is a mixture of nitrogen, methane and ethylene or ethane.

Использование смешанной охлаждающей среды в некоторых ситуациях может быть полезным, например, в больших катушечных криогенных теплообменниках, которые эффективны при охлаждении до температур -100°С и ниже. Тем не менее, катушечные теплообменники дороги для предварительного охлаждения.The use of a mixed cooling medium in some situations can be useful, for example, in large coil cryogenic heat exchangers, which are effective when cooling to temperatures of -100 ° C and below. However, coil heat exchangers are expensive for pre-cooling.

Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the invention

Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы улучшить эффективность процесса сжижения, состоящего из трех циклов охлаждения.An object of the present invention is to improve the efficiency of a liquefaction process consisting of three cooling cycles.

Согласно первому аспекту, в настоящем изобретении предложен способ сжижения содержащегося в потоке сырья углеводородного потока, такого как природный газ, указанный способ включает в себя, по меньшей мере, следующие этапы:According to a first aspect, the present invention provides a method for liquefying a hydrocarbon stream contained in a feed stream, such as natural gas, said method comprising at least the following steps:

(а) обеспечивают наличие потока сырья;(a) provide a feed stream;

(б) осуществляют первое охлаждение потока сырья с помощью первой охлаждающей среды, циркулирующей в первом охлаждающем контуре, тем самым получают охлажденный поток газа, при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 молярных % пропана;(b) carry out the first cooling of the feed stream using the first cooling medium circulating in the first cooling circuit, thereby obtaining a cooled gas stream, while the first cooling medium contains more than 90 molar% of propane;

(в) осуществляют второе охлаждение охлажденного газа, полученного на этапе (б), до жидкости с помощью первой смешанной охлаждающей среды, циркулирующей в первом контуре со смешанной охлаждающей средой, при этом указанное второе охлаждение осуществляют в двух или более теплообменниках, по меньшей мере, два из которых работают при разных давлениях, в результате получают сжиженный поток; и(c) carry out a second cooling of the chilled gas obtained in step (b) to a liquid using a first mixed cooling medium circulating in the first circuit with a mixed cooling medium, wherein said second cooling is carried out in two or more heat exchangers, at least two of which operate at different pressures, resulting in a liquefied stream; and

(г) осуществляют переохлаждение сжиженного потока, полученного на этапе (в), с помощью второй смешанной охлаждающей среды или с помощью азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре переохлаждения, тем самым получают переохлажденный поток углеводородов.(d) supercooling the liquefied stream obtained in step (c) using a second mixed cooling medium or using a nitrogen cooling medium circulating in the supercooling circuit, thereby obtaining a supercooled hydrocarbon stream.

Согласно другому аспекту в настоящем изобретении предложено устройство, предназначенное для сжижения потока углеводородов, такого как природный газ, из потока сырья, указанное устройство, по меньшей мере, содержит:According to another aspect, the present invention provides an apparatus for liquefying a hydrocarbon stream, such as natural gas, from a feed stream, said device at least comprising:

- первую ступень охлаждения, содержащую один или несколько теплообменников, предназначенных для приема потока сырья и получения потока охлажденного газа, первая ступень охлаждения включает в себя первый охлаждающий контур, использующий первую охлаждающую среду для извлечения тепла из потока сырья, при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 молярных % пропана;- a first cooling stage containing one or more heat exchangers designed to receive a feed stream and produce a chilled gas stream, the first cooling step includes a first cooling circuit using a first cooling medium to extract heat from the feed stream, while the first cooling medium contains more 90 molar% propane;

- вторую ступень охлаждения, содержащую несколько теплообменников, предназначенных для приема потока охлажденного газа из первой ступени охлаждения и получения сжиженного потока, вторая ступень охлаждения является криогенной системой и содержит второй охлаждающий контур, использующий смешанную охлаждающую среду для извлечения тепла из потока охлажденного газа, при этом, по меньшей мере, два теплообменника второй ступени охлаждения приспособлены для работы при различных давлениях; и- a second cooling stage containing several heat exchangers designed to receive the chilled gas stream from the first cooling stage and obtain a liquefied stream, the second cooling stage is a cryogenic system and contains a second cooling circuit using a mixed cooling medium to extract heat from the cooled gas stream, at least two heat exchangers of the second cooling stage are adapted to operate at different pressures; and

- ступень переохлаждения, содержащая один или несколько теплообменников переохлаждения, предназначенных для приема сжиженного потока из второй ступени охлаждения и получения переохлажденного сжиженного потока углеводородного продукта, ступень переохлаждения включает в себя контур переохлаждения, использующий смешанную охлаждающую среду или азотную охлаждающую среду для извлечения тепла из сжиженного потока.- a subcooling stage containing one or more subcooling heat exchangers designed to receive a liquefied stream from the second cooling stage and to obtain a supercooled liquefied hydrocarbon product stream, the subcooling stage includes a subcooling circuit using a mixed cooling medium or nitrogen cooling medium to extract heat from the liquefied stream .

Далее, только для примера, описаны варианты осуществления настоящего изобретения, со ссылками на прилагаемые не ограничивающие изобретения чертежи, на которых:Further, by way of example only, embodiments of the present invention are described with reference to the accompanying non-limiting drawings, in which:

фиг.1 - вид, показывающий первую общую схему установки получения СПГ, соответствующей одному варианту осуществления настоящего изобретения; иFIG. 1 is a view showing a first general diagram of an LNG production apparatus according to one embodiment of the present invention; FIG. and

фиг.2 - вид, показывающий вторую общую схему установки получения СПГ, соответствующей другому варианту осуществления настоящего изобретения.FIG. 2 is a view showing a second general diagram of an LNG production apparatus according to another embodiment of the present invention.

В этом описании одной ссылочной позицией будет обозначаться и линия, и поток, текущий в этой линии. Аналогичные компоненты обозначены одинаковыми ссылочными позициями.In this description, a single reference position will denote both the line and the stream flowing in this line. Similar components are denoted by the same reference numerals.

Варианты осуществления настоящего изобретения могут подразумевать охлаждение потока сырья до сжиженного потока, по меньшей мере, в две ступени охлаждения. Первый этап охлаждения в первой ступени далее будем называть «этап (б)», а второй этап охлаждения во второй ступени далее будем называть «этап (в)».Embodiments of the present invention may include cooling the feed stream to a liquefied stream in at least two cooling stages. The first cooling stage in the first stage will hereinafter be called "stage (b)", and the second cooling stage in the second stage will be further called "stage (c)".

Целесообразно, чтобы вторая ступень охлаждения работала с использованием первой смешанной охлаждающей среды на второй ступени охлаждения в двух или нескольких теплообменниках, по меньшей мере, два из которых работают при различных давлениях. Расширение первой смешанной охлаждающей среды при двух различных значениях давления позволяет уменьшить всасывающий поток компрессора низкого давления. Это обеспечивает уменьшение требуемой мощности компрессора и улучшение эффективности процесса. Кроме того, уменьшенный всасывающий поток компрессора позволяет уменьшить размеры компрессора.It is advisable that the second cooling stage operate using the first mixed cooling medium in the second cooling stage in two or more heat exchangers, at least two of which operate at different pressures. The expansion of the first mixed cooling medium at two different pressures reduces the suction flow of the low pressure compressor. This reduces the required compressor power and improves process efficiency. In addition, the reduced compressor suction flow makes it possible to reduce the size of the compressor.

Предпочтительно, чтобы, по меньшей мере, один из двух или нескольких теплообменников работал при давлении, составляющем от 0,4 до 1,5 МПа, и, по меньшей мере, один другой из двух или нескольких теплообменников работал при давлении, составляющем от 0,1 до 0,8 МПа. Здесь и далее в этом описании, когда говорится о МПа, имеется в виду МПа абсолютного давления. Более предпочтительно, чтобы разность давлений между, по меньшей мере, двумя теплообменниками составляла 0,3 МПа или более. В другом более предпочтительном варианте осуществления изобретения, по меньшей мере, один теплообменник работает при давлении, которое в 1,5 раза больше давления, при котором работает, по меньшей мере, один другой теплообменник.Preferably, at least one of the two or more heat exchangers operates at a pressure of 0.4 to 1.5 MPa, and at least one other of the two or several heat exchangers operates at a pressure of 0, 1 to 0.8 MPa. Hereinafter in this description, when it comes to MPa, we mean absolute pressure MPa. More preferably, the pressure difference between the at least two heat exchangers is 0.3 MPa or more. In another more preferred embodiment of the invention, at least one heat exchanger operates at a pressure that is 1.5 times the pressure at which at least one other heat exchanger operates.

Таким образом, например, если один из двух или нескольких теплообменников работает при давлении, равном 0,6 МПа, то другой из двух или нескольких теплообменников может работать, например, при давлении, равном 1,1 МПа. В другом примере, если один из двух или нескольких теплообменников работает при давлении, равном 0,16 МПа, то другой из двух или нескольких теплообменников может работать, например, при давлении, равном 0,57 МПа.Thus, for example, if one of two or more heat exchangers operates at a pressure of 0.6 MPa, then the other of two or more heat exchangers can work, for example, at a pressure of 1.1 MPa. In another example, if one of two or more heat exchangers operates at a pressure of 0.16 MPa, the other of two or more heat exchangers can operate, for example, at a pressure of 0.57 MPa.

В первой ступени охлаждения поток сырья может быть охлажден с помощью первой охлаждающей среды, содержащей более 90 молярных % пропана. Удобнее использовать пропан, находящийся при различных уровнях давления, чем использовать смешанную охлаждающую среду, так что первое охлаждение потока сырья может быть организовано более эффективно. Повторное сжатие первой охлаждающей среды также более эффективно благодаря тому, что уменьшена часть охлаждающей среды, которую сжимают больше полной степени сжатия, обеспечиваемой компрессором охлаждающей среды.In the first cooling stage, the feed stream can be cooled using the first cooling medium containing more than 90 molar% propane. It is more convenient to use propane at different pressure levels than to use a mixed cooling medium, so that the first cooling of the feed stream can be organized more efficiently. The re-compression of the first cooling medium is also more effective due to the fact that the part of the cooling medium that compresses more than the full compression ratio provided by the cooling medium compressor is reduced.

Более того, охлаждающий контур с пропаном менее дорог по сравнению с охлаждающий контуром со смешанной охлаждающей средой, более конкретно это касается использования нескольких теплообменников и/или нескольких уровней давления, предназначенных для охлаждения. Сказанное объясняется тем, что могут быть использованы кожухотрубные теплообменники для однокомпонентной охлаждающей среды, что невозможно в случае использования смешанной охлаждающей среды. Устройство, установки и оборудование, которые могут быть использованы в качестве кожухотрубных теплообменников, хорошо известны в технике и включают в себя, например, котлы, которые относительно недороги по сравнению с катушечными теплообменниками. Линию котлов можно быстро и легко расположить так, чтобы через них проходил поток однокомпонентной охлаждающей среды, при этом в каждом котле будет использовано различное давление. Различные интенсивности испарения и давления пара таких котлов также не так важны, так как все пары вернутся назад в один или несколько компрессоров и использование однокомпонентной охлаждающей среды предотвращает любой дисбаланс, характерный для смешанной охлаждающей среды, где один из компонентов смеси испаряется быстрее остальных компонентов. Таким образом, использование теплообменников с однокомпонентной охлаждающей средой при предварительном охлаждении менее дорого по сравнению с другими конструкциями. Одним примером является линия котлов, которая будет описана ниже.Moreover, a propane cooling circuit is less expensive than a mixed cooling circuit, more specifically, the use of several heat exchangers and / or several pressure levels intended for cooling. The above is explained by the fact that shell-and-tube heat exchangers for a single-component cooling medium can be used, which is impossible in the case of using a mixed cooling medium. Apparatus, installations and equipment that can be used as shell-and-tube heat exchangers are well known in the art and include, for example, boilers that are relatively inexpensive compared to coil heat exchangers. The boiler line can be quickly and easily positioned so that a single-component cooling medium flows through them, and different pressures will be used in each boiler. The different evaporation rates and vapor pressures of such boilers are also not so important, since all the pairs will go back to one or several compressors and the use of a single-component cooling medium prevents any imbalance characteristic of a mixed cooling medium, where one of the components of the mixture evaporates faster than the other components. Thus, the use of heat exchangers with a single-component cooling medium during pre-cooling is less expensive compared to other designs. One example is the boiler line, which will be described below.

Предпочтительно, чтобы первая охлаждающая среда, используемая на этапе (б), содержала более 95 молярных % пропана, предпочтительно более 98 молярных % пропана, более предпочтительно более 99 молярных % пропана.Preferably, the first cooling medium used in step (b) contains more than 95 molar% propane, preferably more than 98 molar% propane, more preferably more than 99 molar% propane.

Первое охлаждение на этапе (б) обеспечивают благодаря прохождению потока сырья через первую ступень охлаждения, содержащую один или несколько теплообменников. Предпочтительно, чтобы первая охлаждающая среда полностью или частично охлаждала один или несколько теплообменников. Предпочтительно, чтобы в первом охлаждении участвовало, по меньшей мере, два, при желании три, четыре или пять теплообменников.The first cooling in step (b) is provided due to the passage of the feed stream through the first cooling stage containing one or more heat exchangers. Preferably, the first cooling medium completely or partially cooled one or more heat exchangers. Preferably, at least two, optionally three, four or five heat exchangers participate in the first cooling.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения каждый теплообменник первой ступени охлаждения, содержащей несколько теплообменников, подразумевает различное давление первой охлаждающей среды. Для конструкции, в которой в первой ступени охлаждения используется четыре теплообменника, такие давления часто называют следующим образом: низкое давление, среднее давление, высокое давление, очень высокое давление. Например, низкое давление может составлять 0,1 МПа, среднее давление может составлять 0,2 МПа, высокое давление может составлять 0,4 МПа и очень высокое давление может составлять 0,8 МПа. Расширенная охлаждающая среда каждой ступени давления может быть сжата в одном или нескольких компрессорах, известных в технике, например, до давления, находящегося в диапазоне от 1,6 до 2,0 МПа.In another embodiment of the present invention, each heat exchanger of a first cooling stage comprising several heat exchangers means a different pressure of the first cooling medium. For a design in which four heat exchangers are used in the first cooling stage, such pressures are often referred to as: low pressure, medium pressure, high pressure, very high pressure. For example, low pressure may be 0.1 MPa, average pressure may be 0.2 MPa, high pressure may be 0.4 MPa and very high pressure may be 0.8 MPa. The expanded cooling medium of each pressure stage can be compressed in one or more compressors known in the art, for example, to a pressure in the range from 1.6 to 2.0 MPa.

Достоинство использования различных давлений первой охлаждающей среды заключается в большей эффективности обеспечения охлаждения и/или повторного сжатия пропана относительно части диапазона давлений по сравнению с другими охлаждающими средами, используемыми здесь для предварительного охлаждения природного газа, особенно по сравнению со смешанными охлаждающими средами.The advantage of using different pressures of the first cooling medium is that it is more efficient to provide cooling and / or re-compression of propane relative to part of the pressure range compared to other cooling media used here for pre-cooling natural gas, especially compared to mixed cooling media.

Второе охлаждение этапа (в) обеспечивают благодаря прохождению потока охлажденного газа через вторую охлаждающую ступень, содержащую, по меньшей мере, два теплообменника. Первая смешанная охлаждающая среда, циркулирующая в первом контуре для смешанной охлаждающей среды при различных давлениях, обеспечивает охлаждение, по меньшей мере, двух теплообменников второй ступени охлаждения. Предпочтительно, чтобы теплообменники были расположены последовательно, чтобы поток охлажденного газа проходил через каждый теплообменник.The second cooling of step (c) is achieved by passing a stream of chilled gas through a second cooling stage containing at least two heat exchangers. The first mixed cooling medium circulating in the first circuit for the mixed cooling medium at various pressures provides cooling of at least two heat exchangers of the second cooling stage. Preferably, the heat exchangers are arranged in series so that the flow of chilled gas passes through each heat exchanger.

Дополнительное охлаждение потока газа и/или первой смешанной охлаждающей среды может быть обеспечено одной или несколькими другими охлаждающими средами или охлаждающими контурами, при желании связанными с другой частью способа и/или устройства, которые предназначены для сжижения потока углеводородов и которые здесь описаны.Additional cooling of the gas stream and / or the first mixed cooling medium may be provided by one or more other cooling media or cooling circuits, optionally associated with another part of the method and / or device, which are intended to liquefy the hydrocarbon stream and which are described here.

Предпочтительно, чтобы теплообменники второго охлаждения этапа (в) являлись катушечными теплообменниками. Катушечные теплообменники обеспечивают улучшенную эффективность второго этапа охлаждения.Preferably, the second cooling exchangers of step (c) are coil heat exchangers. Coil heat exchangers provide improved second stage cooling performance.

В другом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения циркуляция первой смешанной охлаждающей среды на этапе (в) включает в себя сжатие, охлаждение и разделение охлаждающей среды на первую фракцию высокого давления, которую испаряют при высоком давлении в одном теплообменнике, и вторую фракцию низкого давления, которую испаряют при низком давлении в другом теплообменнике, и повторное объединение первой и второй испаренных фракций, при этом фракция высокого давления испаряется при более высокой температуре по сравнению с фракцией низкого давления.In another preferred embodiment of the present invention, the circulation of the first mixed cooling medium in step (c) includes compressing, cooling and separating the cooling medium into a first high pressure fraction that is vaporized at high pressure in one heat exchanger and a second low pressure fraction that is vaporized at low pressure in another heat exchanger, and re-combining the first and second evaporated fractions, while the high-pressure fraction evaporates at a higher temperature compared to iju fraction with low pressure.

В другом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения фракция первой смешанной охлаждающей среды этапа (в) не проходит через каждый теплообменник второго этапа охлаждения. Прохождение части первого потока охлаждающей среды через меньшее количество теплообменников при втором охлаждении обеспечивает большее охлаждение потока охлажденного газа.In another preferred embodiment of the present invention, a fraction of the first mixed cooling medium of step (c) does not pass through each heat exchanger of the second cooling step. The passage of a portion of the first flow of cooling medium through a smaller number of heat exchangers during the second cooling provides greater cooling of the flow of chilled gas.

В другом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения первую смешанную охлаждающую среду разделяют на две или несколько фракций после прохождения через, по меньшей мере, первый теплообменник этапа (в) и, по меньшей мере, одну из указанных фракций расширяют и возвращают в первый теплообменник. Разделение первой смешанной охлаждающей среды после прохождения через, по меньшей мере, первый теплообменник делит охлаждающую среду в точке, отличной от самой холодной точки полного потока, что обеспечивает большее охлаждение потока охлажденного газа при втором охлаждении.In another preferred embodiment of the present invention, the first mixed cooling medium is separated into two or more fractions after passing through at least the first heat exchanger of step (c) and at least one of these fractions is expanded and returned to the first heat exchanger. The separation of the first mixed cooling medium after passing through at least the first heat exchanger divides the cooling medium at a point different from the coldest point of the full flow, which provides more cooling of the chilled gas stream during the second cooling.

Сжиженный поток, полученный после этапа (в), далее может быть переохлажден на этапе (г). Переохлаждение этапа (г) может быть обеспечено при прохождении сжиженного потока через третью ступень охлаждения с одним или несколькими теплообменниками, предназначенными для переохлаждения. Предпочтительно, чтобы единственный или каждый теплообменник переохлаждения охлаждали с помощью второй смешанной охлаждающей среды или азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре переохлаждения. Дополнительное охлаждение сжиженного потока и/или второй смешанной охлаждающей среды может быть обеспечено одной или несколькими другими охлаждающими средами или охлаждающими контурами, при желании связанными с другой частью способа и/или устройства, которые предназначены для сжижения потока углеводородов и которые здесь описаны. Примером этого служит прохождение охлаждающей среды контура переохлаждения через второй этап охлаждения.The liquefied stream obtained after step (c) can then be supercooled in step (d). Subcooling of step (d) can be achieved by passing a liquefied stream through a third cooling stage with one or more heat exchangers designed for subcooling. Preferably, one or every subcooling heat exchanger is cooled using a second mixed cooling medium or a nitrogen cooling medium circulating in the subcooling circuit. Additional cooling of the liquefied stream and / or the second mixed cooling medium may be provided by one or more other cooling media or cooling circuits, optionally associated with another part of the method and / or device, which are intended to liquefy the hydrocarbon stream and which are described here. An example of this is the passage of the cooling medium of the subcooling circuit through the second cooling stage.

Поток сырья может представлять собой любой подходящий поток газа, подлежащий сжижению. Он может содержать поток углеводородов, обычно поток природного газа, полученный из пластов природного газа или нефтяных пластов. В качестве альтернативы поток природного газа также может быть получен из другого источника, в том числе искусственного, такого как процесс Фишера-Тропша.The feed stream may be any suitable gas stream to be liquefied. It may contain a hydrocarbon stream, typically a natural gas stream, obtained from natural gas or oil reservoirs. Alternatively, the natural gas stream can also be obtained from another source, including an artificial one, such as the Fischer-Tropsch process.

Обычно поток природного газа состоит, по существу, из метана. Предпочтительно, чтобы поток сырья содержал, по меньшей мере, 60 молярных % метана, более предпочтительно - по меньшей мере, 80 молярных % метана.Typically, the natural gas stream consists essentially of methane. Preferably, the feed stream contains at least 60 molar% methane, more preferably at least 80 molar% methane.

В зависимости от источника, природный газ может содержать различные количества углеводородов, более тяжелых по сравнению с метаном, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа также может содержать нежелательные неуглеводороды, такие как Hg, H2O, N2, CO2, H2S и другие соединения серы.Depending on the source, natural gas may contain different amounts of hydrocarbons heavier than methane, such as ethane, propane, butanes and pentanes, as well as some aromatic hydrocarbons. The natural gas stream may also contain undesired non-hydrocarbons such as Hg, H 2 O, N 2 , CO 2 , H 2 S and other sulfur compounds.

Обычно поток сырья, содержащий природный газ, может быть предварительно обработан с целью извлечения любых нежелательных компонентов, таких как CO2, H2S, или могут присутствовать другие этапы, такие как предварительное охлаждение или предварительное повышение давления. Так как эти этапы хорошо известны специалистам в рассматриваемой области, далее здесь они обсуждаться не будут.Typically, a feed stream containing natural gas may be pretreated to recover any undesirable components, such as CO 2 , H 2 S, or other steps may be present, such as pre-cooling or pre-pressure boosting. Since these steps are well known to those skilled in the art, they will not be discussed further here.

Используемый здесь термин «поток сырья» относится к любому содержащему углеводороды соединению, обычно содержащему большое количество метана. Кроме метана, природный газ содержит различные количества этана, пропана и более тяжелых углеводородов. Состав изменяется в зависимости от типа и места расположения газа. Углеводороды, более тяжелые, чем этан, обычно необходимо удалять из природного газа по нескольким причинам, таким как различие в температурах замерзания или сжижения, которое может привести к блокированию частей установки сжижения метана. Углеводороды C2-4 могут использоваться в качестве источника жидкостей из природного газа.As used herein, the term “feed stream” refers to any hydrocarbon containing compound, typically containing a large amount of methane. In addition to methane, natural gas contains various amounts of ethane, propane and heavier hydrocarbons. The composition varies depending on the type and location of the gas. Hydrocarbons heavier than ethane generally need to be removed from natural gas for several reasons, such as differences in freezing or liquefaction temperatures, which can lead to blocking parts of the methane liquefaction plant. C 2-4 hydrocarbons can be used as a source of liquids from natural gas.

В понятие «поток сырья» также включается состав до какой-либо обработки, такая обработка может включать в себя очищение, дегидратацию и/или очистку щеткой, а также любой состав, который был частично, существенно или полностью обработан с целью уменьшения и/или извлечения одного или нескольких соединений или веществ, в том числе, помимо прочего, серы, соединений серы, углекислого газа, воды и углеводородов С2+.The term “feed stream” also includes a composition prior to any treatment, such treatment may include cleaning, dehydration and / or brushing, as well as any composition that has been partially, substantially or completely processed in order to reduce and / or recover one or more compounds or substances, including, but not limited to, sulfur, sulfur compounds, carbon dioxide, water and C 2+ hydrocarbons.

На фиг.1 показана общая схема установки получения сжиженного природного газа (СПГ). На ней показан исходный поток 10 сырья, содержащий природный газ, указанный поток сырья может быть предварительно обработан с целью отделения любых, по меньшей мере, некоторых тяжелых углеводородов и примесей, таких как углекислый газ, азот, ртуть, гелий, вода, сера и соединения серы, в том числе, помимо прочего, возможно присутствующие газы с сероводородом.Figure 1 shows the General scheme of the installation for the production of liquefied natural gas (LNG). It shows a feed stream 10 containing natural gas, said feed stream may be pretreated to separate any at least some heavy hydrocarbons and impurities such as carbon dioxide, nitrogen, mercury, helium, water, sulfur and compounds sulfur, including, but not limited to, possibly present gases with hydrogen sulfide.

Поток 10 сырья подвергают первому охлаждению в первой ступени 110 охлаждения с помощью первой охлаждающей среды, циркулирующей в первом охлаждающем контуре 100, тем самым получают поток 20 охлажденного газа.The feed stream 10 is subjected to first cooling in the first cooling stage 110 with a first cooling medium circulating in the first cooling circuit 100, thereby obtaining a chilled gas stream 20.

На фиг.1 первая ступень 110 охлаждения показана в упрощенном виде и, в общем, содержит первый охлаждающий контур 100, четыре первых теплообменника 112, первый компрессор 114, приводимый в действие приводом 116, и устройство 118 водяного и/или воздушного охлаждения.1, a first cooling stage 110 is shown in a simplified form and generally comprises a first cooling circuit 100, four first heat exchangers 112, a first compressor 114 driven by a drive 116, and water and / or air cooling device 118.

Охлаждающая среда первого контура 100 охлаждения содержит более 90 молярных % пропана.The cooling medium of the first cooling circuit 100 contains more than 90 molar% of propane.

Первая ступень 110 охлаждения может содержать любое подходящее количество теплообменников, например два, три или четыре, через которые проходит поток 10 сырья, и каждый из теплообменников также может характеризоваться разным уровнем давления.The first cooling stage 110 may comprise any suitable number of heat exchangers, for example two, three or four, through which the feed stream 10 passes, and each of the heat exchangers may also have a different pressure level.

Использование различных уровней давления, таких как низкое давление, среднее давление, высокое давление и очень высокое давление, в каждом из четырех теплообменников 112, показанных на фиг.1, позволяет получить более эффективную конструкцию, в которой охлаждающей средой является пропан. Использование четырех различных уровней давления в охлаждающем контуре позволяет использовать недорогие котловые теплообменники.Using various pressure levels, such as low pressure, medium pressure, high pressure and very high pressure, in each of the four heat exchangers 112 shown in FIG. 1, a more efficient design in which the cooling medium is propane is obtained. The use of four different pressure levels in the cooling circuit allows the use of low-cost boiler heat exchangers.

В общем, пар, вышедший из каждого теплообменника 112, проходит к первому компрессору 114 и вдоль него, конструкция компрессора известна в технике, далее сжатая охлаждающая среда охлаждается устройством 118 охлаждения перед тем, как пройти через теплообменники 112. В этой связи смотри документы WO 01/44734 A2 и WO 2005/057110 A1.In general, the steam leaving each heat exchanger 112 passes to and along the first compressor 114, the compressor structure is known in the art, then the compressed cooling medium is cooled by the cooling device 118 before passing through the heat exchangers 112. In this regard, see documents WO 01 / 44734 A2 and WO 2005/057110 A1.

При желании, далее первый охлажденный поток 20 сырья проходит в разделительную колонну (не показана), указанная колонна может разделить поток 20 охлажденного газа на более жидкий или тяжелый поток, который обычно представляет собой поток, богатый более тяжелыми углеводородами, и более газообразный или легкий поток, который обычно представляет собой поток, богатый метаном, указанные потоки далее подвергаются охлаждению и сжижению. Более тяжелый поток может быть повторно обработан или использован для получения других продуктов.If desired, then the first cooled feed stream 20 passes into a separation column (not shown), the column may separate the cooled gas stream 20 into a more liquid or heavier stream, which is usually a stream rich in heavier hydrocarbons and a more gaseous or light stream , which is usually a methane-rich stream, these streams are further cooled and liquefied. A heavier stream can be re-processed or used to obtain other products.

Предпочтительно, чтобы первое охлаждение охлаждало поток 10 сырья до температуры, составляющей примерно от -20°С до -50°С, например, примерно -25°С.Preferably, the first cooling cools the feed stream 10 to a temperature of about -20 ° C to -50 ° C, for example, about -25 ° C.

Далее поток 20 охлажденного газа подвергается второму охлаждению и превращается в жидкость во второй ступени 210 охлаждения с помощью первой смешанной охлаждающей среды, циркулирующей в первом контуре 200 для смешанной охлаждающей среды. В упрощенном виде первый контур 200 для смешанной охлаждающей среды включает в себя второй компрессор 202, приводимый в действие приводом 204, устройство 206 водяного и/или воздушного охлаждения и один или несколько специальных теплообменников (например, котел 208), которые могут быть охлаждены с помощью охлаждающего контура, предпочтительно первого охлаждающего контура 100 или связанного с ним.Next, the chilled gas stream 20 is subjected to a second cooling and converted into a liquid in the second cooling stage 210 with a first mixed cooling medium circulating in the first mixed cooling medium 200. In a simplified form, the first mixed cooling circuit 200 includes a second compressor 202 driven by an actuator 204, a water and / or air cooling device 206, and one or more special heat exchangers (e.g., boiler 208) that can be cooled by a cooling circuit, preferably a first cooling circuit 100 or associated with it.

Первая смешанная охлаждающая среда может быть любой подходящей смесью компонентов, в том числе содержащей два или больше из следующих веществ: метан, этан, этилен, пропан, пропилен, бутан, пентан и так далее.The first mixed cooling medium may be any suitable mixture of components, including containing two or more of the following substances: methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane, pentane and so on.

В этом описании охлаждающая среда называется «смешанной», если количество каждого компонента в смеси составляет менее 90 молярных %, предпочтительно менее 80 молярных %.In this description, the cooling medium is called “mixed” if the amount of each component in the mixture is less than 90 molar%, preferably less than 80 molar%.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения первая смешанная охлаждающая среда, используемая на этапе (в), содержит: более 50 молярных % соединения, выбираемого из группы, содержащей этан и этилен или их смеси, и более 10 молярных % соединения, выбираемого из группы, содержащей пропан и пропилен или их смеси. Предпочтительно, чтобы в этом варианте осуществления изобретения количество соединения, выбранного из группы, содержащей пропан и пропилен или их смеси, не превышало 30 молярных %, а количество метана составляло не меньше 20 молярных %.In one embodiment of the present invention, the first mixed cooling medium used in step (c) comprises: more than 50 molar% of a compound selected from the group consisting of ethane and ethylene or a mixture thereof, and more than 10 molar% of a compound selected from the group containing propane and propylene or mixtures thereof. Preferably, in this embodiment, the amount of the compound selected from the group consisting of propane and propylene or mixtures thereof does not exceed 30 molar%, and the amount of methane is not less than 20 molar%.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения первая смешанная охлаждающая среда, используемая на этапе (в), содержит: более 30 молярных % соединения, выбираемого из группы, содержащей этан и этилен или их смеси, и более 30 молярных % соединения, выбираемого из группы, содержащей пропан и пропилен или их смеси.In another embodiment of the present invention, the first mixed cooling medium used in step (c) comprises: more than 30 molar% of a compound selected from the group consisting of ethane and ethylene or a mixture thereof, and more than 30 molar% of a compound selected from the group containing propane and propylene or mixtures thereof.

Могут быть предусмотрены различные конструкции для прохождения потока газа и потока охлаждающей среды во второй ступени 210 охлаждения. Все они включают в себя два или более теплообменника, работающих при различных уровнях давления.Various designs may be provided for the passage of the gas stream and the flow of the cooling medium in the second cooling stage 210. All include two or more heat exchangers operating at different pressure levels.

В конструкции, показанной на фиг.1, первый контур 200 для смешанной охлаждающей среды содержит второй теплообменник 42 и третий теплообменник 44, которые снабжены первой смешанной охлаждающей средой, циркулирующей в первом контуре 200 для смешанной охлаждающей среды. Второй и третий теплообменники 42, 44 позволяют получить поток 60 сконденсированного газа.In the construction shown in FIG. 1, the first mixed cooling medium circuit 200 comprises a second heat exchanger 42 and a third heat exchanger 44, which are provided with a first mixed cooling medium circulating in the first mixed cooling medium 200. The second and third heat exchangers 42, 44 provide a condensed gas stream 60.

Второй и третий теплообменники 42, 44 работают при различных давлениях, что позволяет увеличить эффективность охлаждения сжижаемого потока. Один способ достижения этого состоит в том, чтобы разделить первую смешанную охлаждающую среду в первом контуре 200 для смешанной охлаждающей среды до третьего теплообменника 44 с целью получения отдельного (высокого давления) потока охлаждающей среды, который проходит через клапан 214 во второй теплообменник 42. Клапан 214 уменьшает давление потока охлаждающей среды высокого давления до среднего давления, предпочтительно до значения в диапазоне от 0,4 до 1,5 МПа. Клапан 212 уменьшает давление оставшейся смешанной охлаждающей среды до попадания в третий теплообменник 44 до низкого давления, предпочтительно до значения в диапазоне от 0,1 до 0,8 МПа, с целью подачи фракции низкого давления в теплообменник 44. Более предпочтительно, чтобы давление фракции низкого давления было, по меньшей мере, на 0,3 МПа меньше давления охлаждающего потока, который проходит в теплообменник 42. Согласно другому более предпочтительному варианту осуществления изобретения давление охлаждающего потока, проходящего в теплообменник 42, по меньшей мере, в 1,5 раза больше давления фракции низкого давления, которая проходит в теплообменник 44.The second and third heat exchangers 42, 44 operate at different pressures, which allows to increase the cooling efficiency of the liquefied stream. One way to achieve this is to separate the first mixed cooling medium in the first mixed cooling medium circuit 200 to a third heat exchanger 44 in order to obtain a separate (high pressure) coolant flow that passes through valve 214 to second heat exchanger 42. Valve 214 reduces the pressure flow of the high-pressure cooling medium to medium pressure, preferably to a value in the range from 0.4 to 1.5 MPa. Valve 212 reduces the pressure of the remaining mixed cooling medium until it enters the third heat exchanger 44 to a low pressure, preferably to a value in the range of 0.1 to 0.8 MPa, in order to supply a low pressure fraction to the heat exchanger 44. More preferably, the pressure of the low fraction the pressure was at least 0.3 MPa less than the pressure of the cooling stream that passes into the heat exchanger 42. According to another more preferred embodiment of the invention, the pressure of the cooling stream passing into the heat exchange nick 42, at least 1.5 times the pressure of the low pressure fraction, which passes into the heat exchanger 44.

Таким образом, циркуляция первой смешанной охлаждающей среды подразумевает сжатие, охлаждение и разделение охлаждающей среды на первую фракцию высокого давления и вторую фракцию низкого давления, испарение первой и второй фракций в различных теплообменниках 42, 44, при этом фракция высокого давления испаряется при более высокой температуре по сравнению с фракцией низкого давления.Thus, the circulation of the first mixed cooling medium involves compression, cooling and separation of the cooling medium into a first high pressure fraction and a second low pressure fraction, evaporation of the first and second fractions in various heat exchangers 42, 44, while the high pressure fraction evaporates at a higher temperature compared to the low pressure fraction.

Не только использование фракций высокого и низкого давлений способствует охлаждению потока 20 газа, поток 30 охлажденного газа также при желании может представлять собой поток промежуточной температуры, который может быть использован для обеспечения обратного потока для очищающей колонны при наличии необязательного сепаратора 52 газ/жидкость.Not only the use of high and low pressure fractions helps to cool the gas stream 20, the chilled gas stream 30 can also be an intermediate temperature stream, if desired, which can be used to provide a backflow to the scrub column with an optional gas / liquid separator 52.

Обычно охлаждение во втором теплообменнике 42 может уменьшить температуру потока 20 газа с целью получения потока 30 газа, температура которого находится в диапазоне от -30°С до -70°С, например, примерно -50°С.Typically, cooling in the second heat exchanger 42 can reduce the temperature of the gas stream 20 in order to obtain a gas stream 30, the temperature of which is in the range from -30 ° C to -70 ° C, for example, about -50 ° C.

Обычно охлаждение в третьем теплообменнике 44 может уменьшить температуру потока 30 газа с целью потока 60 сжиженных углеводородов, температура которого находится в диапазоне от -70°С до -120°С, например, примерно -80°С.Typically, cooling in the third heat exchanger 44 may reduce the temperature of the gas stream 30 to produce a stream of liquefied hydrocarbons 60, the temperature of which is in the range of −70 ° C. to −120 ° C., for example, about −80 ° C.

При желании выходящий поток 30 второго теплообменника 42 проходит через сепаратор 52, с тем чтобы получить поток 50 более легкого газа, богатого метаном, и поток 40 более тяжелой жидкости, который может быть повторного направлен в сжижающую установку или использован для получения других потоков углеводородов.If desired, the effluent stream 30 of the second heat exchanger 42 passes through a separator 52 so as to obtain a stream 50 of lighter methane-rich gas and a stream of heavier liquid 40 that can be re-routed to a liquefaction plant or used to produce other hydrocarbon streams.

Далее сжиженный поток 60 проходит третье охлаждение, предпочтительно переохлаждение в третьей ступени 310 охлаждения с использованием четвертого теплообменника 46 и второй смешанной охлаждающей среды или азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре 300 переохлаждения, тем самым получают переохлажденный поток 70 сжиженного природного газа. В упрощенном виде контур 300 переохлаждения включает в себя третий компрессор 302, приводимый в действие приводом 304, устройство 306 водяного и/и воздушного охлаждения и один или несколько специальных теплообменников, таких как устройство переохлаждения, например котел 308.The liquefied stream 60 then undergoes a third cooling, preferably subcooling, in a third cooling stage 310 using a fourth heat exchanger 46 and a second mixed cooling medium or nitrogen cooling medium circulating in the subcooling circuit 300, thereby obtaining a supercooled liquefied natural gas stream 70. In a simplified form, the subcooling circuit 300 includes a third compressor 302 driven by an actuator 304, a water and / or air cooling device 306, and one or more special heat exchangers, such as a subcooling device, such as a boiler 308.

Когда вторая охлаждающая среда является смешанной охлаждающей средой, она может представлять собой любую подходящую смесь компонентов, включающую два или более вещества из следующего списка: азот, метан, этан, этилен, пропан, пропилен, бутан и так далее. Предпочтительно, чтобы любая смешанная охлаждающая среда, используемая на этапе (г), содержала: более 30 молярных % соединения, выбираемого из группы, содержащей этан и этилен или их смеси, и более 30 молярных % метана.When the second cooling medium is a mixed cooling medium, it can be any suitable mixture of components including two or more substances from the following list: nitrogen, methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane and so on. Preferably, any mixed cooling medium used in step (d) contains: more than 30 molar% of a compound selected from the group consisting of ethane and ethylene or mixtures thereof, and more than 30 molar% of methane.

Контур 300 переохлаждения может содержать теплообменник 312, который может включать в себя более одного теплообменника и который предназначен для обеспечения дополнительного охлаждения охлаждающей среды контура 300 переохлаждения. Например, когда охлаждающая среда является азотной охлаждающей средой, то она может быть охлаждена в теплообменнике 312 с помощью смешанной охлаждающей среды.The subcooling circuit 300 may include a heat exchanger 312, which may include more than one heat exchanger and which is designed to provide additional cooling for the cooling medium of the subcooling circuit 300. For example, when the cooling medium is a nitrogen cooling medium, it can be cooled in the heat exchanger 312 using a mixed cooling medium.

В еще одном варианте осуществления изобретения (не показан) первый контур 200 для смешанной охлаждающей среды может отдельно или дополнительно охладить или обеспечить прямое или косвенное охлаждение охлаждающей среды контура 300 переохлаждения, при желании до температуры, совпадающей с температурой сжиженного потока 60, и при желании охладить теплообменник 312.In yet another embodiment of the invention (not shown), the first mixed coolant circuit 200 may separately or additionally cool or provide direct or indirect cooling of the cooling medium of the subcooling circuit 300, if desired, to a temperature that matches the temperature of the liquefied stream 60, and, if desired, heat exchanger 312.

Схема, показанная на фиг.2, аналогична схеме, показанной на фиг.1. Она содержит четыре уровня давления охлаждающей среды в первой ступени 110 охлаждения с использованием котлов 112а, 112b, 112с и 112d, из которых вытекают соответственно потоки 101, 102, 103 и 104 охлаждающей среды по направлению к первому компрессору 114.The circuit shown in FIG. 2 is similar to the circuit shown in FIG. 1. It contains four levels of pressure of the cooling medium in the first cooling stage 110 using boilers 112a, 112b, 112c and 112d, from which flows of cooling medium 101, 102, 103 and 104, respectively, flow towards the first compressor 114.

На фиг.2 также показаны два альтернативных варианта осуществления настоящего изобретения.2 also shows two alternative embodiments of the present invention.

При желании контур 300 переохлаждения, использующий вторую смешанную охлаждающую среду, может разделить охлаждающую среду на легкую и тяжелую фракции, аналогично тому, что описано для первого контура 200 для смешанной охлаждающей среды. Обе смешанные охлаждающие среды можно довести до одного уровня давления в одном криогенном теплообменнике, в котором легкая фракция охлаждает самый холодный конец. Далее повторно объединенную охлаждающую среду можно послать от нижней части криогенного теплообменника в соответствующий компрессор охлаждающей среды.If desired, the subcooling circuit 300 using a second mixed cooling medium can divide the cooling medium into light and heavy fractions, similar to that described for the first mixed cooling medium circuit 200. Both mixed cooling media can be brought to the same pressure level in one cryogenic heat exchanger, in which the light fraction cools the coldest end. Further, the re-combined cooling medium can be sent from the bottom of the cryogenic heat exchanger to the corresponding cooling medium compressor.

На фиг.2 это показано с помощью введения сепаратора 54 в контур 300 переохлаждения. Сепаратор может разделить смешанную охлаждающую среду на жидкую тяжелую фракцию 303 и парообразную легкую фракцию 305, при этом обе указанные фракции проходят в четвертый теплообменник 46, где они могут испаряться в различных областях. В случае, когда четвертый теплообменник 46 является катушечным теплообменником, легкая фракция 305 и тяжелая фракция 303 проходят в одну и ту же сторону кожуха теплообменника 46 и легкая фракция 305 может быть использована для охлаждения потока 60 сжиженных углеводородов, попадающего в четвертый теплообменник 46 при нижней границе интервала температур третьего охлаждения, а тяжелая фракция 303 может быть использована для охлаждения потока 60 сжиженных углеводородов при верхней границе интервала температур третьего охлаждения. Прохождение, работа и расширение линий с охлаждающей средой в четвертом теплообменнике 46 с фиг.2 известны специалистам в рассматриваемой области. Таким образом, тяжелая фракция 303 и легкая фракция 305 второй смешанной охлаждающей среды могут испаряться в четвертом теплообменнике 46 при одинаковом или практически одинаковом давлении, что известно в технике.2, this is shown by introducing a separator 54 into the subcooling circuit 300. The separator can separate the mixed cooling medium into a liquid heavy fraction 303 and a vaporous light fraction 305, with both of these fractions passing into a fourth heat exchanger 46, where they can evaporate in different areas. In the case where the fourth heat exchanger 46 is a coil heat exchanger, the light fraction 305 and the heavy fraction 303 pass to the same side of the casing of the heat exchanger 46 and the light fraction 305 can be used to cool the stream 60 of liquefied hydrocarbons entering the fourth heat exchanger 46 at the lower boundary the temperature range of the third cooling, and the heavy fraction 303 can be used to cool the stream 60 of liquefied hydrocarbons at the upper boundary of the temperature range of the third cooling. The passage, operation and expansion of lines with a cooling medium in the fourth heat exchanger 46 of FIG. 2 are known to those skilled in the art. Thus, the heavy fraction 303 and the light fraction 305 of the second mixed cooling medium can evaporate in the fourth heat exchanger 46 at the same or almost the same pressure, as is known in the art.

Во втором альтернативном варианте осуществления с фиг.2, контур 200 первой смешанной охлаждающей среды также содержит второй теплообменник 42 и третий теплообменник 44, но первая смешанная охлаждающая среда после конденсации и охлаждения в устройстве 206 водяного и/или воздушного охлаждения и в одном или нескольких специальных теплообменниках (например, котле 208 или входящим в первую ступень 100 охлаждения) проходит через второй теплообменник 42 с целью охлаждения. Далее охлажденный поток 203 охлаждающей среды разделяют на первую фракцию, которую расширяют в клапане 214 с целью получения отдельного потока 205 охлаждающей среды низкого давления, который используют для обеспечения охлаждения в теплообменнике 42, и выходной поток 201 которого проходит во второй компрессор 202, и на вторую фракцию 207, которая проходит через третий теплообменник 44 для охлаждения перед расширением с целью получения потока 209 охлаждающей среды, которая обеспечивает охлаждение в третьем теплообменнике 44. Выходной поток 211 охлаждающей среды проходит в компрессор 202.In the second alternative embodiment of FIG. 2, the first mixed cooling medium circuit 200 also comprises a second heat exchanger 42 and a third heat exchanger 44, but the first mixed cooling medium after condensation and cooling in water and / or air cooling device 206 and in one or more special heat exchangers (for example, a boiler 208 or entering the first cooling stage 100) passes through a second heat exchanger 42 for cooling. Next, the cooled coolant stream 203 is divided into a first fraction, which is expanded in the valve 214 to obtain a separate low-pressure coolant stream 205, which is used to provide cooling in the heat exchanger 42, and the output stream 201 of which passes to the second compressor 202, and to the second fraction 207, which passes through a third heat exchanger 44 for cooling before expansion to obtain a stream of cooling medium 209, which provides cooling in the third heat exchanger 44. I exit cooling stream 211 The medium passes to compressor 202.

Разделение потока 203 сконденсированной первой смешанной охлаждающей среды может производиться при температуре от -30°С до -70°С. Благодаря расширению сконденсированной первой смешанной охлаждающей среды при двух различных уровнях давления во второй ступени 210 охлаждения, которая представляет собой основной цикл сжижения, достигается уменьшение всасывающего потока компрессора низкого давления, что может обеспечить уменьшение требуемой мощности компрессора и улучшение эффективности процесса. Кроме того, уменьшенный всасывающий поток компрессора обеспечивает уменьшение размера компрессора. Далее может не понадобиться устройство воздушного охлаждения на выходе компрессора для первой смешанной охлаждающей среды, так как температура всасывающего потока компрессора может быть близка, например, отличаться на несколько градусов, к температуре первой смешанной охлаждающей среды при ее разделении, в результате чего температура на выходе компрессора будет ниже температуры окружающей среды. Это особенно относится к ситуации, когда первая ступень 110 охлаждения прямо или косвенно обеспечивает охлаждение первой смешанной охлаждающей среды.Separation of the condensed first mixed cooling medium stream 203 may be performed at a temperature of from −30 ° C. to −70 ° C. By expanding the condensed first mixed cooling medium at two different pressure levels in the second cooling stage 210, which is the main liquefaction cycle, a reduction in the suction flow of the low pressure compressor is achieved, which can reduce the required compressor power and improve the process efficiency. In addition, the reduced compressor suction flow reduces the size of the compressor. Further, an air cooling device at the compressor outlet for the first mixed cooling medium may not be necessary, since the temperature of the compressor suction stream may be close, for example, to several degrees to the temperature of the first mixed cooling medium when it is separated, as a result of which the compressor outlet temperature will be below ambient temperature. This is especially true when the first cooling stage 110 directly or indirectly provides cooling of the first mixed cooling medium.

Аналогично схеме или расположению, показанному на фиг.1, дополнительное охлаждение охлаждающей среды в контуре 300 переохлаждения может быть обеспечено вторым охлаждением, в общем, прохождением контура 300 переохлаждения через часть или весь второй этап охлаждения, или предусмотрев промежуточный контур (контуры) между ними.Similar to the layout or arrangement shown in FIG. 1, additional cooling of the cooling medium in the subcooling circuit 300 can be achieved by second cooling, in general, by passing the subcooling circuit 300 through part or all of the second cooling stage, or by providing an intermediate circuit (s) between them.

Далее специалист в рассматриваемой области легко поймет, что после сжижения сжиженный природный газ при желании может быть дополнительно обработан. Например, может быть понижено давление полученного СПГ с помощью клапана Джоуля-Томпсона или криогенного турбодетандера.Further, the person skilled in the art will readily understand that after liquefaction, liquefied natural gas can be further processed if desired. For example, the pressure of the produced LNG can be reduced using a Joule-Thompson valve or a cryogenic turboexpander.

В таблице 1 приведен обзор отдельных и общих потребностей в электроэнергии для одного примера процесса, показанного на фиг.1.Table 1 provides an overview of the individual and general energy requirements for one example of the process shown in FIG. 1.

Таблица 1Table 1 СвойствоProperty Единица измеренийUnit of measurement СравнениеComparison Фиг.1Figure 1 Электроэнергия для первого охлажденияElectricity for the first cooling МВтMW 88,588.5 91,891.8 Электроэнергия для второго охлажденияElectricity for a second cooling МВтMW 97,597.5 87,187.1 Электроэнергия для третьего охлажденияElectricity for third cooling МВтMW 86,286.2 76,376.3 Общая потребность в электроэнергииTotal electricity demand МВтMW 272,2272.2 255,2255.2 ИзготовлениеManufacture тонн в деньtons per day 2110921109 2111621116 Удельная мощностьPower density кВт/тонн в деньkW / ton per day 12,912.9 12,112.1

Потребности в электроэнергии для примера с фиг.1 сравнивались со сравнительной схемой, в которой в первом цикле охлаждения используют смешанную охлаждающую среду, как показано, например, в документе US 6,253,574 В1. Ясно, что хотя потребности в электроэнергии для первого охлаждения больше, потребности в электроэнергии для второго и третьего циклов охлаждения меньше, так что благодаря настоящему изобретению при получении аналогичного количества СПГ достигается общее снижение потребности в электроэнергии, равное 17 МВт (7%). Это значительная величина, если принять во внимание размеры и потребности в электроэнергии установки получения СПГ.The electricity requirements for the example of FIG. 1 were compared with a comparative scheme in which a mixed cooling medium was used in the first cooling cycle, as shown, for example, in US Pat. No. 6,253,574 B1. It is clear that although the energy demand for the first cooling is greater, the energy demand for the second and third cooling cycles is less, so that thanks to the present invention, when receiving the same amount of LNG, an overall reduction in energy demand of 17 MW (7%) is achieved. This is a significant amount if we take into account the size and energy requirements of the LNG plant.

Результаты также показывают, что первый цикл охлаждения или цикл предварительного охлаждения загружен больше, чем другие циклы охлаждения. Одно последствие заключается в том, что внутренние потоки для первого компрессора или компрессора предварительного охлаждения больше, даже при использовании линий с разветвлением для пропана: то есть скорость потока охлаждающей среды из пропана выше, чем аналогичная скорость в сравнительной схеме. Тем не менее, третий цикл охлаждения или цикл переохлаждения характеризуется обоснованным объемом всасывания компрессора и областью главного криогенного теплообменника, которая соответствует существующим главным криогенным теплообменникам.The results also show that the first cooling cycle or pre-cooling cycle is loaded more than other cooling cycles. One consequence is that the internal flows for the first compressor or pre-cooling compressor are larger, even when using branching lines for propane: that is, the flow rate of the cooling medium from propane is higher than the same speed in the comparative circuit. However, the third cooling cycle or subcooling cycle is characterized by a reasonable compressor suction volume and the region of the main cryogenic heat exchanger, which corresponds to the existing main cryogenic heat exchangers.

В таблице 2 приведен обзор общих потребностей в электроэнергии для примера процесса, показанного на фиг.2, и еще одного примера процесса, показанного на фиг.1.Table 2 provides an overview of the total electricity requirements for the example process shown in FIG. 2 and another example process shown in FIG. 1.

Таблица 2table 2 СвойствоProperty Единица измеренийUnit of measurement Сравнительный примерComparative example фиг.1figure 1 фиг.2figure 2 Общая энергия на охлаждениеTotal cooling energy МВтMW 412412 403403 395395 ИзготовлениеManufacture Метрических тонн в годMetric tons per year 10,1410.14 10,1410.14 10,1210.12 Удельная мощностьPower density кВт/тонн в деньkW / ton per day 13,613.6 13,213,2 13,113.1

Потребности в электроэнергии для этого примера процесса, который соответствует изобретению и показан на фиг.1 и 2, сравнивались со сравнительной схемой, в которой в первом и втором циклах охлаждения используют смешанную охлаждающую среду, при этом второй цикл охлаждения выполняют в единственном теплообменнике, работающем при одном значении давления смешанной охлаждающей среды, в этом примере процесса, который соответствует изобретению, в процессе с фиг.1 в качестве второй охлаждающей среды используют азот, а процессе с фиг.2 в качестве второй смешанной охлаждающей среды используют смешанную охлаждающую среду.The energy requirements for this example of the process, which corresponds to the invention and is shown in FIGS. 1 and 2, were compared with a comparative scheme in which a mixed cooling medium is used in the first and second cooling cycles, while the second cooling cycle is performed in a single heat exchanger operating at one pressure value of the mixed cooling medium, in this example of the process that corresponds to the invention, in the process of FIG. 1, nitrogen is used as the second cooling medium, and the process of FIG. 2 as W swarm mixed cooling medium is mixed cooling medium.

Ясно, что в процессе, который соответствует настоящему изобретению и показан на фиг.1, при получении аналогичного количества СПГ достигается общее снижение потребности в электроэнергии, равное 9 МВт, по сравнению со сравнительным процессом. Аналогично, в процессе, показанном на фиг.2, достигается общее снижение, равное 17 МВт. Это значительная величина, если принять во внимание размеры и потребности в электроэнергии установки получения СПГ.It is clear that in the process that corresponds to the present invention and is shown in FIG. 1, upon receipt of a similar amount of LNG, an overall reduction in energy demand of 9 MW is achieved compared to the comparative process. Similarly, in the process shown in FIG. 2, a total reduction of 17 MW is achieved. This is a significant amount if we take into account the size and energy requirements of the LNG plant.

В таблице 3 представлен показательный рабочий пример температур, давлений и потоков в различных частях примера процесса, показанного на фиг.2.Table 3 presents a representative working example of temperatures, pressures, and flows in various parts of the example process shown in FIG. 2.

Потоками 100а, 200а и 300а обозначены соответствующие потоки охлаждающей среды первого, второго и третьего контуров 100, 200 и 300 после сжатия и охлаждения потоков.Streams 100a, 200a and 300a denote the corresponding flows of the cooling medium of the first, second and third circuits 100, 200 and 300 after compression and cooling of the streams.

Таблица 3Table 3 Номер потокаStream number Температура (°С)Temperature (° C) Давление (МПа)Pressure (MPa) Поток массы (кг/с)Mass flow (kg / s) ФазаPhase 1010 20twenty 7,657.65 276276 СмесьMixture 20twenty -13.8-13.8 6,646.64 303303 ПарSteam 30thirty -41-41 6,496.49 303303 СмесьMixture 4040 -6-6 6,646.64 55 ЖидкостьLiquid 50fifty -40,8-40.8 6,486.48 269269 ПарSteam 6060 -73-73 6,336.33 269269 ЖидкостьLiquid 7070 -153,5-153.5 5,785.78 269269 ЖидкостьLiquid 100а100a 4040 1,881.88 11211121 ЖидкостьLiquid

Номер потокаStream number Температура (°С)Temperature (° C) Давление (МПа)Pressure (MPa) Поток массы (кг/с)Mass flow (kg / s) ФазаPhase 101101 16,716.7 0,760.76 361361 ПарSteam 102102 4,74.7 0,540.54 281281 ПарSteam 103103 -2,3-2.3 0,430.43 251251 ПарSteam 104104 -10,1-10.1 0,340.34 228228 ПарSteam 200а200a -6-6 1,851.85 562562 ЖидкостьLiquid 201201 -8,8-8.8 0,610.61 285285 ПарSteam 211211 -44.4-44.4 0,1550.155 278278 ПарSteam 301301 -73-73 2,792.79 248248 СмесьMixture 300а300a -77-77 0,220.22 248248 ПарSteam

Специалисту в рассматриваемой области ясно, что настоящее изобретение может быть реализовано различными путями, не выходя при этом за границы объема изобретения, определяемые формулой изобретения.It is clear to a person skilled in the art that the present invention can be implemented in various ways without departing from the scope of the invention defined by the claims.

Claims (17)

1. Способ сжижения потока сырья, содержащего газообразный углеводородный поток, такой как природный газ, указанный способ включает в себя, по меньшей мере, следующие этапы:
(а) обеспечивают наличие потока сырья;
(б) осуществляют первое охлаждение потока сырья в одном или нескольких первых теплообменниках с помощью первой охлаждающей среды, циркулирующей в первом охлаждающем контуре, тем самым получают охлажденный поток газа, при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 мол.% пропана;
(в) осуществляют второе охлаждение потока охлажденного газа, полученного на этапе (б), до жидкости с помощью первой смешанной охлаждающей среды, циркулирующей в первом контуре для смешанной охлаждающей среды, при этом указанное второе охлаждение осуществляют в двух или более теплообменниках, расположенных последовательно так, чтобы поток охлажденного газа прошел через каждый теплообменник, по меньшей мере, два из которых, второй и третий теплообменник работают при разных давлениях, в результате получают сжиженный поток; и
(г) в четвертом теплообменнике осуществляют переохлаждение сжиженного
потока, полученного на этапе (в), с помощью второй смешанной охлаждающей среды или с помощью азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре переохлаждения, тем самым получают переохлажденный поток углеводородов;
при этом поток охлажденного газа из второго теплообменника этапа (в) проходит через сепаратор, чтобы получить более легкий поток газа, богатого метаном, и более тяжелый поток жидкости, где более легкий поток газа проходит к третьему теплообменнику.1. A method of liquefying a stream of raw materials containing a gaseous hydrocarbon stream, such as natural gas, this method includes at least the following steps:
(a) provide a feed stream;
(b) carry out the first cooling of the feed stream in one or more of the first heat exchangers using the first cooling medium circulating in the first cooling circuit, thereby obtaining a cooled gas stream, while the first cooling medium contains more than 90 mol.% propane;
(c) a second cooling of the chilled gas stream obtained in step (b) is carried out to a liquid using the first mixed cooling medium circulating in the first circuit for the mixed cooling medium, wherein said second cooling is carried out in two or more heat exchangers arranged in series so so that the flow of chilled gas passes through each heat exchanger, at least two of which, the second and third heat exchanger operate at different pressures, resulting in a liquefied stream; and
(g) in the fourth heat exchanger carry out supercooling of liquefied
the stream obtained in step (c) using a second mixed cooling medium or using a nitrogen cooling medium circulating in the subcooling circuit, thereby obtaining a supercooled hydrocarbon stream;
wherein the cooled gas stream from the second heat exchanger of step (c) passes through a separator to obtain a lighter gas stream rich in methane and a heavier liquid stream, where a lighter gas stream passes to the third heat exchanger. 2. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, два, а предпочтительно все теплообменники, участвующие во втором охлаждении на этапе (в), являются катушечными теплообменниками.2. The method according to claim 1, in which at least two, and preferably all, of the heat exchangers participating in the second cooling in step (c) are coil heat exchangers. 3. Способ по п.1, в котором фракция первой смешанной охлаждающей среды при втором охлаждении на этапе (в) не проходит через все теплообменники, участвующие во втором охлаждении.3. The method according to claim 1, in which the fraction of the first mixed cooling medium during the second cooling in step (c) does not pass through all the heat exchangers involved in the second cooling. 4. Способ по п.1, в котором первую смешанную охлаждающую среду разделяют на две или более фракции после прохождения через, по меньшей мере, первый теплообменник второго охлаждения на этапе (в), и, по меньшей мере, одну из указанных фракций расширяют и возвращают в первый теплообменник.4. The method according to claim 1, in which the first mixed cooling medium is divided into two or more fractions after passing through at least the first heat exchanger of the second cooling in step (c), and at least one of these fractions is expanded and return to the first heat exchanger. 5. Способ по п.1, в котором первая смешанная охлаждающая среда, используемая на этапе (б), содержит более 95 мол.% пропана, предпочтительно более 98 мол.% пропана, более предпочтительно более 99 мол.% пропана.5. The method according to claim 1, in which the first mixed cooling medium used in step (b) contains more than 95 mol.% Propane, preferably more than 98 mol.% Propane, more preferably more than 99 mol.% Propane. 6. Способ по п.1, в котором первое охлаждение на этапе (б) подразумевает охлаждение, по меньшей мере, в двух первых теплообменниках, предпочтительно в четырех теплообменниках.6. The method according to claim 1, in which the first cooling in step (b) involves cooling at least two first heat exchangers, preferably four heat exchangers. 7. Способ по п.6, в котором в каждом первом теплообменнике первого охлаждения используют различные значения давления первой охлаждающей среды.7. The method according to claim 6, in which each first heat exchanger of the first cooling uses different pressure values of the first cooling medium. 8. Способ по п.1, в котором первая смешанная охлаждающая среда, используемая на этапе (в), содержит более 50 мол.% соединения, выбираемого из группы, содержащей этан и этилен или их смеси, и более 10 мол.% соединения, выбираемого из группы, содержащей пропан и пропилен или их смеси.8. The method according to claim 1, in which the first mixed cooling medium used in step (c) contains more than 50 mol% of a compound selected from the group consisting of ethane and ethylene or mixtures thereof, and more than 10 mol% of a compound, selected from the group consisting of propane and propylene or mixtures thereof. 9. Способ по п.1, в котором на этапе (г) используют вторую смешанную охлаждающую среду и вторая смешанная охлаждающая среда содержит более 30 мол.% соединения, выбираемого из группы, содержащей этан и этилен или их смеси, и более 30 мол.% метана.9. The method according to claim 1, in which, in step (d), a second mixed cooling medium is used and the second mixed cooling medium contains more than 30 mol% of a compound selected from the group consisting of ethane and ethylene or mixtures thereof, and more than 30 mol. % methane. 10. Способ по п.1, в котором циркуляция первой смешанной охлаждающей среды на этапе (в) включает в себя сжатие, охлаждение и разделение охлаждающей среды на первую фракцию высокого давления и вторую фракцию низкого давления, первую и вторую фракции испаряют в разных теплообменниках и повторно объединяют первую и вторую испаренные фракции, при этом фракция высокого давления испаряется при более высокой температуре по сравнению с фракцией низкого давления.10. The method according to claim 1, in which the circulation of the first mixed cooling medium in step (c) includes compressing, cooling and separating the cooling medium into a first high pressure fraction and a second low pressure fraction, the first and second fractions are evaporated in different heat exchangers and re-combine the first and second evaporated fractions, while the high pressure fraction evaporates at a higher temperature compared to the low pressure fraction. 11. Способ по п.1, в котором на этапе (г) используют вторую смешанную охлаждающую среду и на этапе (г) циркуляция второй смешанной охлаждающей среды включает в себя сжатие, охлаждение и разделение второй смешанной охлаждающей среды на первую тяжелую фракцию и вторую легкую фракцию, подают первую и вторую фракции в четвертый теплообменник и испаряют первую и вторую фракции при полностью одинаковом давлении или, по существу, одинаковом давлении в различных областях в четвертом теплообменнике и объединяют первую и вторую фракции.11. The method according to claim 1, in which, in step (d), a second mixed cooling medium is used, and in step (g), the circulation of the second mixed cooling medium includes compressing, cooling and separating the second mixed cooling medium into a first heavy fraction and a second light fraction, the first and second fractions are fed into the fourth heat exchanger and the first and second fractions are evaporated at completely the same pressure or essentially the same pressure in different areas in the fourth heat exchanger and the first and second fractions are combined. 12. Способ по п.1, в котором охлаждающая среда из контура переохлаждения проходит через второе охлаждение на этапе (в) с целью охлаждения второй смешанной охлаждающей среды или азотной охлаждающей среды до этапа (г).12. The method according to claim 1, in which the cooling medium from the subcooling circuit passes through the second cooling in step (c) to cool the second mixed cooling medium or nitrogen cooling medium to step (g). 13. Способ по п.1, в котором на этапе (г) используют азотную охлаждающую среду и контур переохлаждения включает в себя теплообменник с однокомпонентной охлаждающей средой, предназначенный для охлаждения азотной охлаждающей среды перед ее использованием для переохлаждения сжиженного потока.13. The method according to claim 1, in which, in step (d), a nitrogen cooling medium is used and the subcooling circuit includes a heat exchanger with a single-component cooling medium designed to cool the nitrogen cooling medium before using it to supercool the liquefied stream. 14. Способ по любому из пп.1-13, в котором более тяжелый поток жидкости повторно направляют в сжижающую установку или используют для получения других потоков углеводородов.14. The method according to any one of claims 1 to 13, in which a heavier liquid stream is re-directed to a liquefaction unit or used to produce other hydrocarbon streams. 15. Устройство, предназначенное для сжижения потока углеводородов, такого как природный газ, из потока сырья, которое, по меньшей мере, содержит:
- первую ступень охлаждения, содержащую один или несколько первых теплообменников, предназначенных для приема потока сырья и получения потока охлажденного газа, первая ступень охлаждения включает в себя первый охлаждающий контур, использующий первую охлаждающую среду для извлечения тепла из потока сырья, при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 мол.% пропана;
- вторую ступень охлаждения, содержащую несколько теплообменников, расположенных последовательно и предназначенных для приема потока охлажденного газа из первой ступени охлаждения и для прохождения потока охлажденного газа через каждый теплообменник и для получения сжиженного потока, вторая ступень охлаждения включает в себя второй охлаждающий контур, использующий первую смешанную охлаждающую среду для извлечения тепла из потока охлажденного газа, при этом, по меньшей мере, два теплообменника второй ступени охлаждения, второй и третий теплообменники, приспособлены для работы при различных давлениях; и
- ступень переохлаждения, содержащую один или несколько теплообменников переохлаждения, предназначенных для приема сжиженного потока из второй ступени охлаждения и получения переохлажденного сжиженного потока углеводородного продукта, ступень переохлаждения включает в себя контур переохлаждения, использующий вторую смешанную охлаждающую среду или азотную охлаждающую среду для извлечения тепла из сжиженного потока; и
- сепаратор, приспособленный для приема потока охлажденного газа из второго теплообменника, предусмотренного во второй ступени охлаждения, и получения более легкого потока газа, богатого метаном, и более тяжелого потока жидкости, при этом третий теплообменник, предусмотренный во второй ступени охлаждения, предназначен для приема более легкого потока газа.15. A device for liquefying a stream of hydrocarbons, such as natural gas, from a stream of raw materials, which at least contains:
a first cooling stage comprising one or more first heat exchangers for receiving a feed stream and obtaining a cooled gas stream, the first cooling step includes a first cooling circuit using a first cooling medium to extract heat from the feed stream, wherein the first cooling medium comprises more than 90 mol.% propane;
- a second cooling stage containing several heat exchangers arranged in series and designed to receive a flow of chilled gas from the first cooling stage and for passing a flow of chilled gas through each heat exchanger and to obtain a liquefied stream, the second cooling stage includes a second cooling circuit using the first mixed a cooling medium for extracting heat from the stream of chilled gas, with at least two heat exchangers of a second cooling stage, a second and a third heat exchangers adapted for operation at various pressures; and
- subcooling stage containing one or more subcooling heat exchangers designed to receive a liquefied stream from the second cooling stage and to obtain a supercooled liquefied hydrocarbon product stream, the subcooling stage includes a subcooling circuit using a second mixed cooling medium or nitrogen cooling medium to extract heat from the liquefied flow; and
- a separator adapted to receive a stream of chilled gas from a second heat exchanger provided in the second cooling stage, and to obtain a lighter gas stream rich in methane and a heavier liquid stream, while the third heat exchanger provided in the second cooling stage is designed to receive more easy gas flow. 16. Устройство по п.15, в котором в контуре переохлаждения используют смешанную охлаждающую среду и этот контур содержит сепаратор, приспособленный для получения первой легкой фракции и второй более тяжелой фракции, которые используются в одном или нескольких теплообменниках переохлаждения.16. The device according to clause 15, in which a mixed cooling medium is used in the subcooling circuit, and this circuit contains a separator adapted to produce a first light fraction and a second heavier fraction, which are used in one or more subcooling heat exchangers. 17. Способ сжижения потока сырья, содержащего газообразный углеводородный поток, такой как природный газ, указанный способ включает в себя, по меньшей мере, следующие этапы:
(а) обеспечивают наличие потока сырья;
(б) осуществляют первое охлаждение потока сырья в одном или нескольких первых теплообменниках с помощью первой охлаждающей среды, циркулирующей в первом охлаждающем контуре, тем самым получают охлажденный поток газа, при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 мол.% пропана;
(в) осуществляют второе охлаждение потока охлажденного газа, полученного на этапе (б), до жидкости с помощью первой смешанной охлаждающей среды, циркулирующей в первом контуре для смешанной охлаждающей среды, при этом указанное второе охлаждение осуществляют в двух или более теплообменниках, расположенных последовательно так, чтобы поток охлажденного газа прошел через каждый теплообменник, по меньшей мере, два из которых, второй и третий теплообменник, работают при разных давлениях, в результате получают сжиженный поток; и
(г) в четвертом теплообменнике осуществляют переохлаждение сжиженного потока, полученного на этапе (в), с помощью второй смешанной охлаждающей среды или с помощью азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре переохлаждения, тем самым получают переохлажденный поток углеводородов;
при этом охлажденный газ между вторым и третьим теплообменниками этапа (в) является потоком промежуточной температуры, который используют для обеспечения обратного потока для очищающей колонны. 17. A method for liquefying a feed stream containing a gaseous hydrocarbon stream, such as natural gas, said method comprising at least the following steps:
(a) provide a feed stream;
(b) carry out the first cooling of the feed stream in one or more of the first heat exchangers using the first cooling medium circulating in the first cooling circuit, thereby obtaining a cooled gas stream, while the first cooling medium contains more than 90 mol.% propane;
(c) a second cooling of the chilled gas stream obtained in step (b) is carried out to a liquid using the first mixed cooling medium circulating in the first circuit for the mixed cooling medium, wherein said second cooling is carried out in two or more heat exchangers arranged in series so so that the flow of chilled gas passes through each heat exchanger, at least two of which, the second and third heat exchanger, operate at different pressures, resulting in a liquefied stream; and
(d) in the fourth heat exchanger, the liquefied stream obtained in step (c) is supercooled with a second mixed cooling medium or with a nitrogen cooling medium circulating in the supercooling circuit, thereby obtaining a supercooled hydrocarbon stream;
wherein the cooled gas between the second and third heat exchangers of step (c) is an intermediate temperature stream, which is used to provide a return flow for the cleaning column.
RU2009109420/06A 2006-08-17 2007-08-15 Method and device for liquefaction of hydrocarbon-containing raw materials flow RU2447382C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06119050.0 2006-08-17
EP06119050 2006-08-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009109420A RU2009109420A (en) 2010-09-27
RU2447382C2 true RU2447382C2 (en) 2012-04-10

Family

ID=37762283

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009109420/06A RU2447382C2 (en) 2006-08-17 2007-08-15 Method and device for liquefaction of hydrocarbon-containing raw materials flow

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20110185767A1 (en)
EP (1) EP2052197B1 (en)
AU (1) AU2007285734B2 (en)
RU (1) RU2447382C2 (en)
WO (1) WO2008020044A2 (en)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080141711A1 (en) 2006-12-18 2008-06-19 Mark Julian Roberts Hybrid cycle liquefaction of natural gas with propane pre-cooling
US9441877B2 (en) 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
US20130333403A1 (en) * 2010-08-23 2013-12-19 Dresser-Rand Company Process for throttling a compressed gas for evaporative cooling
EP2426452A1 (en) 2010-09-06 2012-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
EP2426451A1 (en) 2010-09-06 2012-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
EP2597406A1 (en) 2011-11-25 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
MY172968A (en) 2011-12-12 2019-12-16 Shell Int Research Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
CA2858155C (en) 2011-12-12 2020-04-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
RU2622212C2 (en) 2011-12-12 2017-06-13 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method and device for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
EP2604960A1 (en) 2011-12-15 2013-06-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a compressor and system and method for producing a liquefied hydrocarbon stream
CN104737438B (en) 2012-08-31 2018-01-02 国际壳牌研究有限公司 Variable velocity drive system, the method for operating variable velocity drive system and the method for freezing hydrocarbon
CN105473967B (en) 2013-03-15 2018-06-26 查特能源化工公司 Mixed refrigerant systems and method
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
BR112015026176B1 (en) 2013-04-22 2022-05-10 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
EP2869415A1 (en) 2013-11-04 2015-05-06 Shell International Research Maatschappij B.V. Modular hydrocarbon fluid processing assembly, and methods of deploying and relocating such assembly
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
EP3032204A1 (en) 2014-12-11 2016-06-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a cooled hydrocarbons stream
CA2988905A1 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Conocophillips Company Quench system for a refrigeration cycle of a liquefied natural gas facility and method of quenching
AR105277A1 (en) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc MIXED REFRIGERATION SYSTEM AND METHOD
US11274880B2 (en) * 2017-05-16 2022-03-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for efficient nonsynchronous LNG production using large scale multi-shaft gas turbines

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3521060A1 (en) * 1984-06-12 1985-12-12 Snamprogetti S.P.A., Mailand/Milano Method for cooling and liquefying gases
RU2170894C2 (en) * 1995-12-20 2001-07-20 Филлипс Петролеум Компани Method of separation of load in the course of stage-type cooling

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
DE69626665T2 (en) * 1995-10-05 2004-02-05 Bhp Petroleum Pty. Ltd. LIQUEFACTION PROCESS
DE19716415C1 (en) * 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream
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
US6347532B1 (en) * 1999-10-12 2002-02-19 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process with partial condensation of mixed refrigerant at intermediate temperatures
US6308531B1 (en) * 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
US6289692B1 (en) * 1999-12-22 2001-09-18 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process for LNG production
US6658890B1 (en) * 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
KR100962627B1 (en) * 2003-03-18 2010-06-11 에어 프로덕츠 앤드 케미칼스, 인코오포레이티드 Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
US6662589B1 (en) * 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
EP1471319A1 (en) * 2003-04-25 2004-10-27 Totalfinaelf S.A. Plant and process for liquefying natural gas
US7127914B2 (en) * 2003-09-17 2006-10-31 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid gas liquefaction cycle with multiple expanders
US20080006053A1 (en) * 2003-09-23 2008-01-10 Linde Ag Natural Gas Liquefaction Process
US20050279132A1 (en) * 2004-06-16 2005-12-22 Eaton Anthony P LNG system with enhanced turboexpander configuration
DE102005000647A1 (en) * 2005-01-03 2006-07-13 Linde Ag Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream
US8181481B2 (en) * 2005-11-24 2012-05-22 Shell Oil Company Method and apparatus for cooling a stream, in particular a hydrocarbon stream such as natural gas

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3521060A1 (en) * 1984-06-12 1985-12-12 Snamprogetti S.P.A., Mailand/Milano Method for cooling and liquefying gases
RU2170894C2 (en) * 1995-12-20 2001-07-20 Филлипс Петролеум Компани Method of separation of load in the course of stage-type cooling

Also Published As

Publication number Publication date
AU2007285734B2 (en) 2010-07-08
WO2008020044A2 (en) 2008-02-21
US20110185767A1 (en) 2011-08-04
EP2052197B1 (en) 2018-05-16
AU2007285734A1 (en) 2008-02-21
WO2008020044A3 (en) 2008-11-27
EP2052197A2 (en) 2009-04-29
RU2009109420A (en) 2010-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2447382C2 (en) Method and device for liquefaction of hydrocarbon-containing raw materials flow
RU2253809C2 (en) Mode of liquefaction of natural gas by way of cooling at the expense of expansion
RU2752223C2 (en) Complex system for methane cooling for natural gas liquefaction
JP4741468B2 (en) Integrated multi-loop cooling method for gas liquefaction
US6751985B2 (en) Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
RU2307297C2 (en) United multiple-loop cooling method for gas liquefaction
CA2793469C (en) Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
RU2467268C2 (en) Hydrocarbon flow cooling method and device
RU2434190C2 (en) Procedure for liquefaction of hydrocarbon flow and device for its realisation
RU2452908C2 (en) Method of and device for generation of cooled hydrocarbon flow
US20090241593A1 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US20100223951A1 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
EA011605B1 (en) Method for treating a liquefied natural gas stream obtained by cooling using a first refrigerating cycle and related installation
MXPA06012772A (en) Natural gas liquefaction.
JP6702919B2 (en) Mixed refrigerant cooling process and system
US20180356150A1 (en) Method for optimising liquefaction of natural gas
RU2463535C2 (en) Method for liquefaction of hydrocarbon flows and device for its realisation
RU2607198C2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
RU2725914C1 (en) Method of liquefying a hydrocarbon-rich fraction
RU2455595C2 (en) Hydrocarbon flow cooling method and device
RU2423653C2 (en) Method to liquefy flow of hydrocarbons and plant for its realisation
RU2488759C2 (en) Method and device for cooling and separation of hydrocarbon flow
RU2684060C2 (en) Method of liquefying natural gas using refrigerating circuit with closed cycle
US11604025B2 (en) Standalone high-pressure heavies removal unit for LNG processing