RU2699160C1 - Natural gas processing and liquefaction complex - Google Patents

Natural gas processing and liquefaction complex Download PDF

Info

Publication number
RU2699160C1
RU2699160C1 RU2018147334A RU2018147334A RU2699160C1 RU 2699160 C1 RU2699160 C1 RU 2699160C1 RU 2018147334 A RU2018147334 A RU 2018147334A RU 2018147334 A RU2018147334 A RU 2018147334A RU 2699160 C1 RU2699160 C1 RU 2699160C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
unit
liquefaction
link
commercial
Prior art date
Application number
RU2018147334A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Анатольевич Мнушкин
Original Assignee
Игорь Анатольевич Мнушкин
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 Игорь Анатольевич Мнушкин filed Critical Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority to RU2018147334A priority Critical patent/RU2699160C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2699160C1 publication Critical patent/RU2699160C1/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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F25J3/0214—Liquefied natural gas

Landscapes

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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used in gas processing industry. Natural gas processing and liquefaction complex includes gas processing unit, prepared gas liquefaction unit, raw gas main gas line, commercial gas main pipeline and commercial product transportation unit combined by pipelines. After the link of the booster compressor station of the gas processing unit, the commodity gas is cooled by injection of a cold gas flow from the links of the liquefied unit of the prepared gas. A link for preparing raw natural gas of a gas processing unit and / or a link for preparing commercial gas for liquefaction of a gas processing unit and / or a unit for purifying ethane fractions of the gas processing unit are supplemented with gas deep purification plants.
EFFECT: claimed invention solves problem of formation of interconnected complex system of gas processing unit and unit for liquefaction of natural gas of flexible operation with maintenance of wide range of products of natural gas processing, which meet quality requirements.
12 cl, 1 dwg

Description

Комплекс по переработке и сжижению природного газа может быть использован в газоперерабатывающей промышленности, обеспечивая формирование единой системы с гибким функционированием и получением широкого ассортимента продуктов переработки природного газа.The complex for processing and liquefying natural gas can be used in the gas processing industry, providing the formation of a single system with flexible functioning and obtaining a wide range of natural gas processing products.

Известна установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, при этом установку снабжают системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой (патент на изобретение RU 2506505 С1, МПК F25J 3/08, заявлен 21.11.2012 г., опубликован 10.02.2014 г.). Недостатком данного изобретения является частное решение задачи подготовки природного газа, которое не позволяет получить товарный газ высокого качества с максимальной энергетической ценностью из-за содержания примесей диоксида углерода и сероводорода.A known installation for the preparation of gas containing a gas supply line, a primary separator, the gas output of which is connected to a low-temperature separator, the output of which for a gas-liquid mixture is connected to a degasser, as well as a hydrate formation inhibitor supply system connected to a gas supply line and to a line connecting the primary and low-temperature separators, and shut-off and control valves, while the installation is equipped with an automatic control system (ACS) associated with shut-off and control valves (patent on the image Ttenia RU 2506505 C1, IPC F25J 3/08, declared on November 21, 2012, published on February 10, 2014). The disadvantage of this invention is a particular solution to the problem of preparing natural gas, which does not allow to obtain high-quality commercial gas with maximum energy value due to the content of impurities of carbon dioxide and hydrogen sulfide.

Известен также способ комплексного сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей, согласно которому охлаждают и частично конденсируют поступающий поток, содержащий легкие углеводороды, вводят частично конденсированный поток в холодный сепаратор газа/жидкости, производящий отбираемый сверху газообразный поток и поток кубовой жидкости, которые вводят во фракционирующую систему, содержащую фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций или метаноотгонную колонну, расширяют отобранный сверху газообразный поток и вводят его в нижнюю зону фракционирующей колонны легких фракций или верхнюю зону метаноотгонной колонны, вводят поток кубовой жидкости в промежуточной точке фракционирующей колонны тяжелых фракций или метаноотгонной колонны, удаляют поток жидких продуктов из нижней части фракционирующей колонны тяжелых фракций или нижней части метаноотгонной колонны, удаляют отбираемый сверху газообразный поток из верхней части фракционирующей колонны легких фракций или метаноотгонной колонны, удаляют поток кубовой жидкости из нижней зоны фракционирующей колонны легких фракций и вводят его в верхнюю зону фракционирующей колонны тяжелых фракций, если система содержит фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций, за счет косвенного теплообмена с первой частью отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций, охлаждают и частично конденсируют удаленный сверху фракционирующей колонны тяжелых фракций газообразный поток и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций, удаляют вторую часть отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций как бокового погона, и охлаждают и частично конденсируют его за счет косвенного теплообмена, вводят частично сжиженный боковой погон в дополнительное устройство сепарации, извлекают жидкий продукт и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций и/или во фракционирующую колонну тяжелых фракций в качестве потока жидкой флегмы, извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, охлаждают и конденсируют его за счет косвенного теплообмена и подают полученный пар и конденсат к сепаратору LNG, где получают конечный продукт LNG, извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, сжимают его для образования остаточного газа (патент на изобретение RU 2641778 С2, МПК F25J 1/00, заявлен 30.12.2013 г., опубликован 22.01.2018 г.). Недостатками данного способа являются:There is also known a method of complex liquefaction of natural gas and extraction of gas condensate liquids, according to which the incoming stream containing light hydrocarbons is cooled and partially condensed, a partially condensed stream is introduced into a cold gas / liquid separator, producing a gaseous stream taken from above and a bottoms stream which are introduced into the fractionating a system comprising a fractionating column of light fractions and a fractionating column of heavy fractions or a methane stripping column is expanded the gaseous stream above and injected into the lower zone of the fractionating column of light fractions or the upper zone of the methane stripping column, introducing the flow of bottoms at the intermediate point of the fractionating column of heavy fractions or methane stripping column, removing the flow of liquid products from the bottom of the fractionating column of heavy fractions or the lower part of methane stripping columns, remove the gaseous stream taken from above from the upper part of the fractionating column of light fractions or methane stripping column, remove the flow of cubes liquid from the lower zone of the fractionating column of light fractions and introducing it into the upper zone of the fractionating column of heavy fractions if the system contains a fractionating column of light fractions and a fractionating column of heavy fractions due to indirect heat exchange with the first part of the gaseous stream taken from above from the fractionating column of light fractions, cooling and partially condensing the gaseous stream removed from above the fractionating column of heavy fractions and introducing it into the fractionating column of light fractions, remove the second part of the gaseous stream taken from above from the fractionating column of light fractions as a side stream, and cool and partially condense it due to indirect heat exchange, introduce a partially liquefied side stream into an additional separation device, remove the liquid product and introduce it into the fractionation column of light fractions and / or into a fractionating column of heavy fractions as a liquid reflux stream, the upper steam stream is removed from the additional separation device, cooled and condensed with indirect heat exchange, and the resulting steam and condensate is supplied to the LNG separator, where the final LNG product is obtained, the upper steam stream is removed from the additional separation device, squeezed to form residual gas (patent for invention RU 2641778 C2, IPC F25J 1/00, claimed 30.12 .2013, published on January 22, 2018). The disadvantages of this method are:

1) отсутствие решения задачи энергосбережения по причине энергозатратности получения сжиженного природного газа (СПГ) без конкретизации хладагента в многочисленных теплообменных системах с косвенным теплообменом;1) the lack of solutions to the problem of energy conservation due to the energy costs of producing liquefied natural gas (LNG) without specifying the refrigerant in numerous heat transfer systems with indirect heat transfer;

2) направленность изобретения на получение СПГ, так как при дальнейшей транспортировке танкерами-газовозами возможны нарушения графиков прибытия судов под погрузку из-за погодных или форс-мажорных обстоятельств, что может привести при заполнении резервных резервуаров СПГ к необходимости остановки всей технологической цепи с последующим длительным ее выводом на стационарный режим при запуске.2) the focus of the invention on the production of LNG, since during further transportation by gas tankers, there may be disruptions in the arrival schedules of vessels for loading due to weather or force majeure circumstances, which may lead to the need to stop the entire process chain when filling the reserve LNG tanks with a subsequent long its conclusion to the stationary mode at startup.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ переработки природного углеводородного газа, включающий систему взаимосвязанных между собой первого блока предварительного охлаждения газа, проходящего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник, сепаратор первой ступени и турбодетандерный агрегат, второго блока конденсации и переохлаждения газа, проходящего теплообменники, сепараторы и отпарные колонны, третьего блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) из подготовленного газа, охлаждаемого в теплообменниках и пропановом испарителе и поступающего в деметанизатор с отводами метано-азотно-гелиевой смеси с верха и кубовой жидкости снизу, направляемой в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, с верха деэтанизатора отводят этановую фракцию, а снизу - кубовую жидкость в виде ШФЛУ, и четвертого блока получения гелиевого концентрата методом криогенного разделения метано-азотно-гелиевой смеси на метановую фракцию и гелиевый концентрат, полученные потоки метановой фракции отправляют на дополнительный пятый блок компримирования, где метановую фракцию компримируют и разделяют на два потока: первый отправляют потребителям в качестве товарного газа, а второй направляют в первый блок, где подвергают глубокому охлаждению, и подают в третий блок, полностью используя в качестве орошения в деметанизатор или полностью дросселируя и подавая в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор, или разделяя на третий и четвертый потоки, причем третий поток подают в качестве орошения в деметанизатор, а четвертый дросселируют и подают в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор (патент на изобретение RU 2580453 С1, МПК F25J 3/02, заявлен 25.03.2015 г., опубликован 10.04.2016 г.). Недостатками данного способа являются: получение товарного газа только в газовой фазе и жесткость технологической схемы из-за наличия ряда элементов энергосбережения, полученных за счет энергии внутренних потоков.Closest to the claimed invention is a method of processing natural hydrocarbon gas, comprising a system of interconnected first block of gas pre-cooling, a sequentially installed heat exchanger, a propane refrigerator, a first-stage separator and a turbo-expander unit, a second condensation and supercooling block of gas passing heat exchangers, separators and stripping columns, the third unit for the separation of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) from the prepared gas cooled in heat exchangers and a propane evaporator and entering the demethanizer with outflows of the methane-nitrogen-helium mixture from the top and bottom liquid, sent to the deethanizer with the built-in reflux condenser, the ethane fraction is removed from the top of the deethanizer, and bottom liquid in the form of BFL , and the fourth block for the production of helium concentrate by the method of cryogenic separation of a methane-nitrogen-helium mixture into a methane fraction and a helium concentrate, the resulting methane fraction flows are sent to an additional heel the first compression unit, where the methane fraction is compressed and divided into two streams: the first is sent to consumers as commercial gas, and the second is sent to the first block, where it is subjected to deep cooling, and fed to the third block, fully used as irrigation in the demethanizer or completely throttled and feeding as a refrigerant to a reflux condenser integrated in a deethanizer, or dividing into third and fourth streams, the third stream being supplied as irrigation to the demethanizer, and the fourth being throttled and pumped stve refrigerant in the reflux condenser built into a deethanizer (patent RU 2580453 C1, IPC F25J 3/02, 03.25.2015, the claimed, published 04.10.2016 g). The disadvantages of this method are: obtaining marketable gas only in the gas phase and the rigidity of the technological scheme due to the presence of a number of energy-saving elements obtained due to the energy of internal flows.

Также общим недостатком способов переработки природного газа и предприятий для их реализации является разобщенность промышленных объектов различного управленческого подчинения, из-за чего возникает потребность в организации одновременно жесткой связи объектов между собой и гибкости их функционирования, обеспечивающей выработку необходимого ассортимента товарной продукции, удовлетворяющей требованиям качества.Also, a common drawback of natural gas processing methods and enterprises for their implementation is the fragmentation of industrial facilities of various managerial subordination, which necessitates the organization of both a rigid connection between the facilities and the flexibility of their functioning, which ensures the development of the necessary assortment of marketable products that meets quality requirements.

При создании изобретения была поставлена задача формирования взаимосвязанной комплексной системы газоперерабатывающего блока и блока сжижения подготовленного газа гибкого функционирования с поддержанием широкого ассортимента продуктов переработки природного газа.When creating the invention, the task was to form an interconnected integrated system of a gas processing unit and a prepared gas liquefaction unit of flexible functioning, while maintaining a wide range of natural gas processing products.

Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что комплекс по переработке и сжижению природного газа включает газоперерабатывающий блок, блок сжижения подготовленного газа, магистральный газопровод сырьевого газа, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки товарной продукции, объединенные прямыми и обратными связями, в частности трубопроводами, в котором газоперерабатывающий блок состоит из, по крайней мере, звена подготовки сырьевого природного газа, звена извлечения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), звена фракционирования ШФЛУ, звена дожимной компрессорной станции (ДКС), звена подготовки товарного газа к сжижению, звена очистки этановой фракции и звена вспомогательного хозяйства, содержащего, по крайней мере, подзвено буферного парка хранения продуктов, подзвено компрессора отпарного газа и подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения, и обеспечивает выработку товарного газа для подачи в магистральный газопровод товарного газа, подготовленного к сжижению товарного газа, этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или их смеси и пентан-гексановой фракции, блок сжижения подготовленного газа состоит из, по крайней мере, последовательно расположенных звеньев предохлаждения, сжижения и переохлаждения и звена компрессоров одного или более хладагента, блок транспортировки товарной продукции состоит из, по крайней мере, звена охлаждения товарной продукции, звена основного парка хранения товарной продукции и звена отгрузки, при этом для выработки товарного газа с температурой ниже температуры окружающей среды после звена ДКС товарный газ охлаждают путем впрыска потока холодного газа с соответствующих звеньев блока сжижения подготовленного газа, для обеспечения высокой чистоты товарного газа звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока и/или звено подготовки товарного газа к сжижению газоперерабатывающего блока и/или звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока дополняют установками глубокой очистки газа.The solution to this problem is ensured by the fact that the natural gas processing and liquefaction complex includes a gas processing unit, a prepared gas liquefaction unit, a raw gas main gas pipeline, a commercial gas main gas pipeline and a commodity product transportation unit combined by direct and feedback connections, in particular pipelines, in which the gas processing unit consists of at least a natural gas feed preparation unit, an ethane fraction extraction unit and a wide lung fraction hydrocarbons (NGL), the NGL fractionation link, the booster compressor station (DCS) link, the liquefied natural gas preparation link, the ethane fraction purification link and the auxiliary farm link, which contains at least a buffer section of the food storage park, a suction gas compressor link, and a link for the preparation of liquefaction refrigerant components, and ensures the production of commercial gas for supplying commercial gas prepared for liquefying commercial gas, ethane fraction, propane gas to the main gas pipeline / or the butane fraction and / or their mixture and the pentane-hexane fraction, the prepared gas liquefaction unit consists of at least consecutively arranged pre-cooling, liquefying and super-cooling units and compressors of one or more refrigerants, the product transportation unit consists of at least, the cooling link of commercial products, the link of the main fleet of storage of commercial products and the shipping link, while for the production of commercial gas with a temperature below the ambient temperature after the BCS link, then The gas is cooled by injection of a cold gas stream from the corresponding parts of the prepared gas liquefaction unit, in order to ensure high purity of the commercial gas, the raw gas preparation unit of the gas processing unit and / or commercial gas preparation unit to liquefy the gas processing unit and / or the ethane fraction of the gas processing unit are refined installations of deep gas purification.

В случае подачи «сухого» природного газа с пониженным содержанием этана в газоперерабатывающий блок по магистральному газопроводу сырьевого газа звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ будет работать в режиме деэтанизации с выделением ШФЛУ.In the case of supplying “dry” natural gas with a low ethane content to the gas processing unit via the main gas pipeline of the raw gas, the ethane fraction and NGL recovery unit will operate in deethanization mode with NGL separation.

Рационально товарный газ охлаждать путем впрыска части предохлажденного, сжиженного и/или переохлажденного природного газа с звеньев предохлаждения, сжижения и/или переохлаждения блока сжижения подготовленного газа, соответственно, в летнее время, что позволяет за счет снижения температуры транспортирования товарного газа уменьшить его объемный расход, снижая также потери напора.It is rational to cool commercial gas by injecting part of the pre-cooled, liquefied and / or supercooled natural gas from the pre-cooling, liquefying and / or super-cooling units of the liquefied natural gas unit, respectively, in the summer, which allows reducing its volumetric flow rate by lowering the temperature of transportation of the commercial gas, also reducing pressure losses.

При необходимости регулирования теплотворной способности целесообразно подготовленную этановую фракцию из подзвена буферного парка хранения продуктов звена вспомогательного хозяйства подавать на смешение с товарным газом и/или подготовленным к сжижению газом.If it is necessary to control the calorific value, it is advisable to feed the prepared ethane fraction from the sub-unit of the buffer storage park for the products of the auxiliary farm unit to mixing with commercial gas and / or gas prepared for liquefaction.

Целесообразно для обеспечения жестких ограничений по содержанию в подготовленном газе таких примесей, как вода, метанол, диоксид углерода и сероводород, звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока дополнительно снабдить установкой адсорбционной осушки природного газа и очистки его от метанола и/или установкой абсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или от сероводорода.It is advisable to provide stringent restrictions on the content of impurities in the prepared gas such as water, methanol, carbon dioxide and hydrogen sulfide, to provide the unit for the preparation of raw natural gas of the gas processing unit with an additional unit for adsorption drying of natural gas and its purification from methanol and / or an absorption gas treatment unit for natural gas from carbon dioxide and / or hydrogen sulfide.

Для повышения качества продуктов газоперерабатывающего блока целесообразно звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока обеспечить адсорбционной и/или абсорбционной очисткой от примесей.To improve the quality of the products of the gas processing unit, it is advisable to provide the unit for cleaning the ethane fraction of the gas processing unit with adsorption and / or absorption purification from impurities.

В зависимости от выбранной технологии в звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения блока сжижения подготовленного газа используют каскад из таких индивидуальных хладагентов, как этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот, или в одном или более звеньях используют, соответственно, один или более смешанных хладагентов одинакового или разного состава.Depending on the selected technology, a cascade of individual refrigerants such as ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen is used in the pre-cooling, liquefaction and supercooling units of the prepared gas liquefaction, or in one or more units, accordingly, one or more mixed refrigerants of the same or different composition.

Рационально, чтобы звено отгрузки блока транспортировки товарной продукции включало морской терминал и/или железнодорожную платформу с эстакадой для отгрузки товарной продукции в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны, соответственно, в зависимости от нужд потребителей.It is rational for the shipment unit of the commodity product transportation unit to include a sea terminal and / or a railway platform with a flyover for the shipment of the commodity product in a liquefied and / or gaseous form in gas carriers and / or tanks, respectively, depending on the needs of consumers.

Целесообразно для эффективного функционирования комплекса для привода компрессоров использовать электродвигатели и/или газотурбинные двигатели, а для оптимального управления работой всех элементов системы -автоматизированный пользовательский интерфейс.It is advisable to use electric motors and / or gas turbine engines for the efficient functioning of the complex for compressor drive, and an automated user interface for optimal control of the operation of all system elements.

Один из возможных вариантов реализации комплекса по переработке и сжижению природного газа представлен на чертеже в виде общей схемы с использованием следующих обозначений:One of the possible options for implementing a complex for processing and liquefying natural gas is presented in the drawing as a general scheme using the following notation:

1-54 - трубопроводы;1-54 - pipelines;

100/1 - магистральный газопровод сырьевого газа;100/1 - main gas pipeline of raw gas;

200 - газоперерабатывающий блок;200 - gas processing unit;

201 - звено подготовки сырьевого природного газа;201 - link for the preparation of raw natural gas;

202 - звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ;202 - a link for the extraction of ethane fraction and NGL;

203 - звено фракционирования ШФЛУ;203 - fraction of NGL fractionation;

204 - звено ДКС;204 - link DCS;

205 - звено подготовки товарного газа к сжижению;205 - link for the preparation of commercial gas for liquefaction;

206 - звено вспомогательного хозяйства;206 - a link in the auxiliary economy;

206/1 - подзвено буферного парка хранения продуктов;206/1 - sub-unit of the buffer storage of products;

206/2 - подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения;206/2 - a link for the preparation of liquefaction refrigerant components;

206/3 - подзвено компрессора отпарного газа;206/3 - a suction gas compressor unit;

207 - звено очистки этановой фракции;207 - link cleaning ethane fraction;

300 - магистральный газопровод товарного газа;300 - main gas pipeline for commercial gas;

400 - блок сжижения подготовленного газа;400 - unit for the liquefaction of the prepared gas;

401 - звено предохлаждения;401 - pre-cooling unit;

402 - звено сжижения;402 - liquefaction unit;

403 - звено переохлаждения;403 - subcooling unit;

404 - звено компрессоров одного или более хладагента;404 — compressor unit of one or more refrigerant;

500 - блок транспортировки товарной продукции;500 - block transportation of commercial products;

501 - звено охлаждения товарной продукции;501 - cooling unit of commercial products;

502 - звено основного парка хранения товарной продукции;502 - link of the main fleet of storage of marketable products;

503 - звено отгрузки.503 - a link of shipment.

«Жирный» сырьевой газ с повышенным содержанием из магистрального газопровода сырьевого газа 100/1 по трубопроводу 1 поступает в звено подготовки сырьевого природного газа 201 газоперерабатывающего блока 200 для последовательной обработки, например, на установках сепарации механических примесей и капельной жидкости, абсорбционной очистки от сероводорода и диоксида углерода до содержания этих примесей не более 1,5% мол. и адсорбционной осушки и удаления метанола. Далее очищенный и осушенный газ из звена подготовки сырьевого природного газа 201 по трубопроводу 3 поступает в звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ 202, где выделяют этановую фракцию, подаваемую по трубопроводу 13 в звено очистки этановой фракции 207, дополненное установкой глубокой очистки газа, и ШФЛУ, которая по трубопроводу 15 подается для дальнейшего разделения в звено фракционирования ШФЛУ 203, а также подготовленный товарный газ, поступающий с температурой 0-20°С под давлением 2,0-2,5 МПа по трубопроводу 4 в звено ДКС 204.Fatty feed gas with a high content of feed gas 100/1 from the main gas pipeline through line 1 enters the feedstock natural gas preparation unit 201 of the gas processing unit 200 for sequential processing, for example, in plants for separation of mechanical impurities and dropping liquid, absorption treatment from hydrogen sulfide and carbon dioxide until the content of these impurities is not more than 1.5 mol%. and adsorption drying and methanol removal. Next, the purified and dried gas from the raw natural gas preparation unit 201 through line 3 enters the ethane fraction extraction unit and BFLH 202, where the ethane fraction is fed through line 13 to the ethane fraction purification unit 207, supplemented by a gas deep purification unit, and BFLH, which is fed through pipeline 15 for further separation to the fractionation fraction of BFLH 203, as well as prepared commercial gas supplied with a temperature of 0-20 ° C under a pressure of 2.0-2.5 MPa through pipeline 4 to the DCS 204 link.

В звене ДКС 204 обеспечивается раздельное многоступенчатое сжатие подготовленного товарного газа в многоступенчатых компрессорах до параметров 40°С и 9,5 МПа с выработкой товарного газа, одна часть которого по трубопроводу 6, смешиваясь в трубопроводе 11 с поступающим из блока сжижения подготовленного газа 400 по трубопроводам 5, 52, 53 холодным природным газом и с поступающей при необходимости регулирования теплотворной способности товарного газа из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 по трубопроводу 54 подготовленной этановой фракцией, при температуре не выше 20°С следует в магистральный газопровод товарного газа 300 для транспортировки промышленным и коммунальным потребителям региона, а другая часть товарного газа направляется по трубопроводу 7 в звено подготовки товарного газа к сжижению 205 и далее с содержанием сероводорода и диоксида углерода не более 7 мг/м3 и 50 ррm, соответственно, по трубопроводу 8 - в блок сжижения подготовленного газа 400.In the DCS 204 link, separate multi-stage compression of the prepared commercial gas in multi-stage compressors up to parameters 40 ° C and 9.5 MPa is provided with the production of commercial gas, one part of which is through pipeline 6, mixed in pipeline 11 with 400 from the prepared gas liquefaction unit through pipelines 5, 52, 53 with cold natural gas and with the need to control the calorific value of marketable gas from the sub-unit of the buffer storage fleet 206/1 of the auxiliary farm unit 206 by pipe 54 to the prepared ethane fraction, at a temperature not exceeding 20 ° C, it must be transported to the main gas pipeline 300 for transportation to industrial and communal consumers in the region, while the other part of the gas is routed through line 7 to the unit for preparing the gas for liquefaction 205 and then containing hydrogen sulfide and carbon dioxide of not more than 7 mg / m 3 and 50 ppm, respectively, through pipeline 8 to the liquefied gas preparation unit 400.

В блоке сжижения подготовленного газа 400 подготовленный к сжижению товарный газ сначала охлаждается до минус 20°С при давлении 8,5-9,0 МПа в звене предохлаждения 401, затем по трубопроводу 9 поступает в звено сжижения 402, обеспечивающее выработку СПГ с температурой минус 100°С и давлением 8,5-9,0 МПа, и по трубопроводу 10 - в звено переохлаждения 403, откуда с температурой от минус 162°С до минус 155°С под давлением 2,0 МПа переохлажденный газ по трубопроводу 12 поступает в подзвено буферного парка хранения продуктов 206/1, входящее в звено вспомогательного хозяйства 206. В звеньях предохлаждения 401, сжижения 402, переохлаждения 403 в качестве хладагентов могут быть использованы такие индивидуальные компоненты, как этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот и/или смешанный хладагент, которые направляются по трубопроводам 33, 34 и 35, соответственно, из звена компрессоров одного или более хладагента 404.In the prepared gas liquefaction unit 400, the commercial gas prepared for liquefaction is first cooled to minus 20 ° C at a pressure of 8.5–9.0 MPa in the pre-cooling unit 401, then through pipeline 9 it enters the liquefaction unit 402, which ensures the generation of LNG with a temperature of minus 100 ° С and a pressure of 8.5-9.0 MPa, and through pipeline 10 - to subcooling unit 403, from where with a temperature from minus 162 ° С to minus 155 ° С under pressure of 2.0 MPa, supercooled gas flows through pipeline 12 to a sub-unit buffer fleet of food storage 206/1, which is part of the subsidiary household individual components, such as ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen and / or mixed refrigerant, which are directed along the refrigerant 401, liquefied 402, supercooling 403. pipelines 33, 34 and 35, respectively, from a compressor link of one or more refrigerant 404.

Разделенные в звене фракционирования ШФЛУ 203 пропановая, бутановая и пентан-гексановая фракции по трубопроводам 16, 17, 18, соответственно, поступают в подзвено буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206, куда после адсорбционной и/или абсорбционной очистки от примесей в звене очистки этановой фракции 207 также подается подготовленная этановая фракция по трубопроводу 14. При этом пентан-гексановая, этановая, пропановая, бутановая фракции и СПГ по трубопроводам 22, 23, 24, 25 и 26, соответственно, после подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 выводятся в блок транспортировки товарной продукции 500. Причем этановая, пропановая и бутановая фракции могут быть направлены по трубопроводам 19, 20 и 21, соответственно, в звено ДКС 204 для повышения теплотворной способности СПГ, получаемого в блоке сжижения подготовленного газа 400 из подготовленного к сжижению товарного газа. Также перечисленные фракции могут быть направлены по трубопроводам 27, 28 и 29, соответственно, в подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения 206/2 звена вспомогательного хозяйства 206 для последующей подачи в звено компрессоров одного или более хладагента 404 блока сжижения подготовленного газа 400 по трубопроводам 30, 31 и 32, соответственно, с целью их использования в качестве индивидуальных хладагентов и/или компонентов смешанного хладагента в звеньях предохлаждения 401, сжижения 402 и переохлаждения 403. Из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 36, 37 и 38, соответственно, могут транспортироваться в качестве сырья газохимии на соответствующие производства (не показаны).The propane, butane and pentane-hexane fractions separated in the BFLU 203 fractionation link through pipelines 16, 17, 18, respectively, enter the sub-unit of the buffer storage of products 206/1 of the auxiliary farm unit 206, where, after adsorption and / or absorption cleaning of impurities, The ethane fraction purification unit 207 is also supplied with the prepared ethane fraction via line 14. At the same time, pentane-hexane, ethane, propane, butane fractions and LNG are supplied through pipelines 22, 23, 24, 25, and 26, respectively, after buffering about the food storage park 206/1 of the auxiliary farm unit 206 are output to the unit for transportation of commercial products 500. Moreover, ethane, propane and butane fractions can be sent through pipelines 19, 20 and 21, respectively, to the DCS unit 204 to increase the calorific value of LNG received in the unit for liquefying the prepared gas 400 from prepared for liquefying commercial gas. Also, the listed fractions can be sent through pipelines 27, 28 and 29, respectively, to the preparation unit for the liquefaction refrigerant components 206/2 of the auxiliary farm unit 206 for subsequent supply to the compressor unit of one or more refrigerant 404 of the prepared gas liquefaction unit 400 via pipelines 30, 31 and 32, respectively, for the purpose of their use as individual refrigerants and / or mixed refrigerant components in the pre-cooling units 401, liquefaction 402 and sub-cooling 403. From the buffer storage unit I of products 206/1 of the subsidiary farm 206 ethane, propane and butane fractions through pipelines 36, 37 and 38, respectively, can be transported as raw materials of gas chemistry to the corresponding industries (not shown).

Пентан-гексановая, этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 22, 23, 24 и 25, соответственно, предварительно направляют в звено охлаждения товарной продукции 501 блока транспортировки товарной продукции 500, откуда охлажденные фракции по трубопроводам 39, 40, 41 и 42, соответственно, а также СПГ по трубопроводу 26 поступают в звено основного парка хранения товарной продукции 502 для возможности дальнейшей погрузки в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны на морском терминале и/или на эстакаде железнодорожной платформы после подачи по трубопроводам 43, 44, 45, 46 и 47, соответственно, в звено отгрузки 503.Pentane-hexane, ethane, propane and butane fractions through pipelines 22, 23, 24 and 25, respectively, are preliminarily sent to the cooling unit of commercial products 501 of the commercial product transportation unit 500, whence the cooled fractions through pipelines 39, 40, 41 and 42, respectively , as well as LNG through pipeline 26, enter the link of the main fleet of storage of commercial products 502 for the possibility of further loading in liquefied and / or gaseous form into gas carriers and / or tanks at the sea terminal and / or on the overpass of the railway platform us after feeding through pipes 43, 44, 45, 46 and 47, respectively, in the shipment unit 503.

Образующиеся при хранении и отгрузке СПГ отпарные газы из звена основного парка хранения товарной продукции 502, звена отгрузки 503 и подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206, по трубопроводам 50, 49 и 48, соответственно, подают сначала в подзвено компрессора отпарного газа 206/3, а затем по трубопроводу 51 в звено ДКС 204.The stripping gases generated during the storage and shipment of LNG from the main storage fleet 502, the shipping unit 503 and the buffer storage unit 206/1 of the auxiliary household 206 are piped 50, 49 and 48, respectively, first to the boiled compressor gas 206/3, and then through the pipeline 51 to the link DCS 204.

Для поддержания температуры товарного газа не выше 20°С после звена ДКС 204 перед подачей в магистральный газопровод товарного газа 300 поступающий по трубопроводу 6 товарный газ охлаждают с помощью впрыска в трубопровод 11 части холодного природного газа, выведенного из одного или более звеньев предохлаждения 401, сжижения 402 и/или переохлаждения 403 по трубопроводам 52, 53 и/или 5, соответственно.To maintain the temperature of the commercial gas not higher than 20 ° C after the DKS 204 unit before supplying the commercial gas 300 to the main gas pipeline, the commercial gas coming in through the pipe 6 is cooled by injection into the pipe 11 of a portion of cold natural gas removed from one or more pre-cooling units 401, of liquefaction 402 and / or subcooling 403 through pipelines 52, 53 and / or 5, respectively.

Для регулирования теплотворной способности СПГ из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 по трубопроводу 2 подготовленная этановая фракция может подаваться в трубопровод 8 перед блоком сжижения подготовленного газа 400.To regulate the calorific value of LNG from the sub-unit of the buffer storage of products 206/1 of the auxiliary farm unit 206 via pipeline 2, the prepared ethane fraction can be supplied to pipeline 8 in front of the liquefied gas preparation unit 400.

Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает решение поставленной задачи по формированию взаимосвязанной комплексной системы газоперерабатывающего блока и блока по сжижению природного газа гибкого функционирования с поддержанием широкого ассортимента продуктов переработки природного газа, удовлетворяющих требованиям качества.Thus, the claimed invention provides a solution to the problem of forming an interconnected integrated system of a gas processing unit and a unit for liquefying natural gas of flexible operation while maintaining a wide range of natural gas processing products that meet quality requirements.

Claims (12)

1. Комплекс по переработке и сжижению природного газа, включающий газоперерабатывающий блок, блок сжижения подготовленного газа, магистральный газопровод сырьевого газа, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки товарной продукции, объединенные прямыми и обратными связями, в частности трубопроводами, в котором газоперерабатывающий блок состоит из, по крайней мере, звена подготовки сырьевого природного газа, звена извлечения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), звена фракционирования ШФЛУ, звена дожимной компрессорной станции (ДКС), звена подготовки товарного газа к сжижению, звена очистки этановой фракции и звена вспомогательного хозяйства, содержащего, по крайней мере, подзвено буферного парка хранения продуктов, подзвено компрессора отпарного газа и подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения, и обеспечивает выработку товарного газа для подачи в магистральный газопровод товарного газа, подготовленного к сжижению товарного газа, этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или их смеси и пентан-гексановой фракции, блок сжижения подготовленного газа состоит из, по крайней мере, последовательно расположенных звеньев предохлаждения, сжижения и переохлаждения и звена компрессоров одного или более хладагента, блок транспортировки товарной продукции состоит из, по крайней мере, звена охлаждения товарной продукции, звена основного парка хранения товарной продукции и звена отгрузки, отличающийся тем, что после звена ДКС товарный газ охлаждают путем впрыска потока холодного газа с звеньев блока сжижения подготовленного газа, звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока, и/или звено подготовки товарного газа к сжижению газоперерабатывающего блока, и/или звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока дополняют установками глубокой очистки газа.1. A complex for processing and liquefying natural gas, including a gas processing unit, a liquefied natural gas liquefaction unit, a raw gas main gas pipeline, a commercial gas main and a commercial products transportation unit, combined by direct and feedback connections, in particular pipelines, in which the gas processing unit consists of at least the link for the preparation of raw natural gas, the link for the extraction of the ethane fraction and the wide fraction of light hydrocarbons (NGL), the link for fractionation of the SF U, a link of a booster compressor station (DCS), a link for preparing commercial gas for liquefaction, a link for cleaning the ethane fraction and a link for an auxiliary household containing at least a section of the buffer storage of products, a link for the compressor of the stripping gas and a link for preparing components of the liquefaction refrigerant, and provides the production of commercial gas for supplying commercial gas prepared for liquefying commercial gas, ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or their mixture and pentane-ge to the main gas pipeline sane fraction, the liquefied gas liquefaction unit consists of at least consecutively arranged pre-cooling, liquefaction and supercooling units and compressors of one or more refrigerants, the product transportation unit consists of at least the product cooling unit, the main storage fleet commercial products and the shipping link, characterized in that after the BCS link, the commercial gas is cooled by injection of a cold gas stream from the links of the prepared gas liquefaction unit, forgings of raw natural gas from the gas processing unit, and / or the unit for preparing commercial gas for liquefying the gas processing unit, and / or the unit for purifying the ethane fraction of the gas processing unit are supplemented with gas deep cleaning units. 2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в газоперерабатывающий блок по магистральному газопроводу сырьевого газа подают «сухой» природный газ с пониженным содержанием этана, при этом работу звена извлечения этановой фракции и ШФЛУ обеспечивают в режиме деэтанизации с выделением ШФЛУ.2. The complex according to claim 1, characterized in that "dry" natural gas with a low ethane content is supplied to the gas processing unit via the main gas pipeline of the feed gas, while the operation of the ethane fraction extraction unit and NGL is provided in the deethanization mode with the allocation of NGL. 3. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что товарный газ охлаждают путем впрыска части предохлажденного, сжиженного и/или переохлажденного природного газа с звеньев предохлаждения, сжижения и/или переохлаждения блока сжижения подготовленного газа, соответственно, в летнее время.3. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the commercial gas is cooled by injection of part of the pre-cooled, liquefied and / or super-cooled natural gas from the pre-cooling, liquefaction and / or super-cooling units of the prepared gas liquefaction unit, respectively, in the summer. 4. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что подготовленную этановую фракцию из подзвена буферного парка хранения продуктов звена вспомогательного хозяйства подают на смешение с товарным газом и/или подготовленным к сжижению газом.4. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the prepared ethane fraction from the sub-unit of the buffer storage of products of the auxiliary unit is fed to the mixture with commercial gas and / or gas prepared for liquefaction. 5. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока дополнительно снабжают установкой адсорбционной осушки природного газа и очистки его от метанола и/или установкой абсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или от сероводорода.5. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the link for the preparation of raw natural gas of the gas processing unit is additionally equipped with an adsorption drying unit for natural gas and its purification from methanol and / or an absorption treatment unit for natural gas from carbon dioxide and / or hydrogen sulfide. 6. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока обеспечивают адсорбционную и/или абсорбционную очистку от примесей.6. The complex according to claim 1, characterized in that in the purification unit of the ethane fraction of the gas processing unit, adsorption and / or absorption purification from impurities is provided. 7. Комплекс по п. 3, отличающийся тем, что в звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения блока сжижения подготовленного газа используют каскад из индивидуальных хладагентов.7. The complex according to claim 3, characterized in that a cascade of individual refrigerants is used in the links of pre-cooling, liquefaction and supercooling of the liquefaction unit of the prepared gas. 8. Комплекс по п. 7, отличающийся тем, что в качестве индивидуальных хладагентов используют этан, и/или этилен, и/или пропан, и/или метан, и/или азот.8. The complex according to claim 7, characterized in that ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen are used as individual refrigerants. 9. Комплекс по п. 3, отличающийся тем, что в одном или более звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения блока сжижения подготовленного газа используют, соответственно, один или более смешанных хладагентов одинакового или разного состава.9. The complex according to claim 3, characterized in that one or more mixed refrigerants of the same or different composition are used in one or more units of pre-cooling, liquefaction and supercooling of the liquefied gas preparation unit. 10. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звено отгрузки блока транспортировки товарной продукции снабжают морским терминалом и/или железнодорожной платформой с эстакадой для отгрузки товарной продукции в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны, соответственно.10. The complex according to claim 1, characterized in that the shipment link of the commodity product transportation unit is equipped with an offshore terminal and / or a railway platform with an overpass for the shipment of the commodity product in liquefied and / or gaseous form to gas carriers and / or tanks, respectively. 11. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что для привода компрессоров используют электродвигатели и/или газотурбинные двигатели.11. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that electric motors and / or gas turbine engines are used to drive the compressors. 12. Комплекс по п. 1 или 2, отличающийся тем, что используют автоматизированный пользовательский интерфейс.12. The complex under item 1 or 2, characterized in that they use an automated user interface.
RU2018147334A 2018-12-28 2018-12-28 Natural gas processing and liquefaction complex RU2699160C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018147334A RU2699160C1 (en) 2018-12-28 2018-12-28 Natural gas processing and liquefaction complex

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018147334A RU2699160C1 (en) 2018-12-28 2018-12-28 Natural gas processing and liquefaction complex

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2699160C1 true RU2699160C1 (en) 2019-09-03

Family

ID=67851855

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018147334A RU2699160C1 (en) 2018-12-28 2018-12-28 Natural gas processing and liquefaction complex

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2699160C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2744415C1 (en) * 2020-08-06 2021-03-09 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products
RU2772595C1 (en) * 2021-10-07 2022-05-23 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products
US11760446B2 (en) 2022-01-07 2023-09-19 New Fortress Energy Offshore LNG processing facility

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2059170C1 (en) * 1989-12-19 1996-04-27 Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов Method of separation of hydrocarbon gas mixture
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
RU2374553C1 (en) * 2008-06-17 2009-11-27 Владимир Павлович Дятлов Natural gas dehydration equipment
RU2570795C1 (en) * 2014-07-15 2015-12-10 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas refining and gas chemical complex
RU2629047C1 (en) * 2016-10-17 2017-08-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2059170C1 (en) * 1989-12-19 1996-04-27 Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов Method of separation of hydrocarbon gas mixture
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
RU2374553C1 (en) * 2008-06-17 2009-11-27 Владимир Павлович Дятлов Natural gas dehydration equipment
RU2570795C1 (en) * 2014-07-15 2015-12-10 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas refining and gas chemical complex
RU2629047C1 (en) * 2016-10-17 2017-08-24 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2744415C1 (en) * 2020-08-06 2021-03-09 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products
RU2779480C1 (en) * 2021-05-05 2022-09-07 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Block-modular mobile autonomous light-duty complex for preparing and processing associated and natural gas
RU2772595C1 (en) * 2021-10-07 2022-05-23 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products
US11760446B2 (en) 2022-01-07 2023-09-19 New Fortress Energy Offshore LNG processing facility

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU763813B2 (en) Volatile component removal process from natural gas
US20170355654A1 (en) Hydrocarbon gas processing
US20080016909A1 (en) Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus
AU2015231891B2 (en) Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
RU2629047C1 (en) Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas
US20100175424A1 (en) Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom
BG64011B1 (en) Method for the liquefaction of natural gas by cascade cooling
CZ9904556A3 (en) Enhanced process for liquefying natural gas
RU2622212C2 (en) Method and device for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
NO20121276A1 (en) Process for the treatment of a natural gas containing carbon dioxide
US7225636B2 (en) Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
AU2008322798A1 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream and floating vessel or offshore platform comprising the same
WO2009101127A2 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
RU2699160C1 (en) Natural gas processing and liquefaction complex
AU2012350742B2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
RU2580453C1 (en) Method of processing natural hydrocarbon gas
RU2612974C2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
RU2702441C1 (en) Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments)
RU2423653C2 (en) Method to liquefy flow of hydrocarbons and plant for its realisation
RU2720732C1 (en) Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow
RU2488759C2 (en) Method and device for cooling and separation of hydrocarbon flow
WO2010055153A2 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream and floating vessel or offshore platform comprising the same