RU2731153C2 - Liquefaction method and gas processing device - Google Patents

Liquefaction method and gas processing device Download PDF

Info

Publication number
RU2731153C2
RU2731153C2 RU2017100038A RU2017100038A RU2731153C2 RU 2731153 C2 RU2731153 C2 RU 2731153C2 RU 2017100038 A RU2017100038 A RU 2017100038A RU 2017100038 A RU2017100038 A RU 2017100038A RU 2731153 C2 RU2731153 C2 RU 2731153C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
process stream
stream
heat exchanger
gas processing
Prior art date
Application number
RU2017100038A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2017100038A (en
RU2017100038A3 (en
Inventor
Эдуардо АНДРАДЕ
Негар ДАВАНИ
Дэвид Аллен КЕННЕДИ
Джон Рэймонд ЗИГТЕМА
Original Assignee
ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк.
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 ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. filed Critical ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк.
Publication of RU2017100038A publication Critical patent/RU2017100038A/en
Publication of RU2017100038A3 publication Critical patent/RU2017100038A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2731153C2 publication Critical patent/RU2731153C2/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
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR 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
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • 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
    • F25J1/0212—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 a single flow MCR 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
    • F25J1/0211—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
    • F25J1/0219—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
    • F25J1/02—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
    • 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
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons

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: gas industry.SUBSTANCE: invention can be used for liquefaction of natural gas. Process flow is compressed to first pressure, cooled to first temperature and expanded from first pressure to second pressure that is lower than first pressure. First product is separated from process stream. First product is removed from process stream at second pressure. First product for storage in the form of liquefied natural gas is conditioned. Process flow is compressed from second pressure until intermediate pressure is achieved, which is between the first pressure and the second pressure, and directing the process stream, which is at intermediate pressure, to compression until reaching the first pressure.EFFECT: technical result is increased efficiency of liquefaction system.18 cl, 9 dwg

Description

Сжижение природного газа может облегчить транспортировку и хранение углеводородов и сопутствующих материалов. В общем, эти процессы существенно уменьшают объем газа. Полученная жидкость хорошо подходит для транспортировки на большие расстояния по трубопроводам и связанной с ними инфраструктуре. Она также является особенно экономичной для морских перевозок и/или для транспортировки в регионы, не доступные для инфраструктуры трубопроводов.Liquefaction of natural gas can facilitate the transportation and storage of hydrocarbons and related materials. In general, these processes significantly reduce the gas volume. The resulting liquid is well suited for long distance transportation through pipelines and associated infrastructure. It is also particularly economical for shipping and / or for transportation to regions not accessible to pipeline infrastructure.

В RU 2228486 описан способ сжижения природного газа, включающий сжатие технологического потока до достижения первого давления, охлаждения технологического потока до первой температуры, расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже, чем первое давление, отведение жидкого продукта от технологического потока при втором давлении и кондиционирование жидкого продукта для хранения в виде сжиженного природного газа.RU 2228486 describes a method for liquefying natural gas, including compressing the process stream until the first pressure is reached, cooling the process stream to the first temperature, expanding the process stream from the first pressure to a second pressure that is lower than the first pressure, removing the liquid product from the process stream at second pressure and conditioning of the liquid product for storage in the form of liquefied natural gas.

Объект настоящего изобретения в общем относится к способам сжижения. Воплощения настоящего изобретения направлены на требования к охлаждению для теплообменника (или «холодильной камеры»), необходимые для сжижения поступающего потока углеводородов в сжиженный продукт. В одном из применений воплощения настоящего изобретения включают контур циркуляции текучей среды, предназначенный для сжижения поступающего потока природного газа до сжиженного природного газа (СПГ).An object of the present invention generally relates to liquefaction processes. Embodiments of the present invention address the refrigeration requirements for a heat exchanger (or "chiller") required to liquefy an incoming hydrocarbon stream into a liquefied product. In one application, embodiments of the present invention include a fluid circuit for liquefying an incoming natural gas stream to liquefied natural gas (LNG).

Как более подробно отмечено ниже, усовершенствования обеспечивают множество возможностей и/или преимуществ для воплощений изобретения, представленных в настоящем документе. Контур циркуляции текучей среды может принимать на себя некоторую долю рабочего цикла блока первичного охлаждения, который охлаждает теплообменник. Этот признак может позволить воплощениям настоящего изобретения расширить или увеличить производство продукта СПГ до уровней, которые обычно могут превосходить действие некоторого оборудования (например, компрессоров) в системе сжижения. Применение воплощений настоящего изобретения может позволить увеличить уровни производительности системы сжижения примерно на 80% с применением выбранной по умолчанию или исходной конфигурации или, для примера, увеличить производительность с 1703 м3/сутки (450000 галлонов в сутки) примерно до 3028 м3/сутки (800000 галлонов в сутки). Кроме того, системы сжижения, в которых охлаждение теплообменника дополнено воплощениями настоящего изобретения, могут работать при таких же или более высоких эффективностях по сравнению с другими вспомогательными системами охлаждения (например, предварительное охлаждение пропаном), особенно при уровнях производительности менее 2650 м3/сутки (700000 галлонов в сутки).As noted in more detail below, the enhancements provide many possibilities and / or advantages for the embodiments of the invention presented herein. The circulating fluid circuit may take on a fraction of the duty cycle of the primary refrigeration unit, which cools the heat exchanger. This feature may allow embodiments of the present invention to expand or increase production of the LNG product to levels that would typically exceed the performance of some equipment (eg, compressors) in a liquefaction system. Applying embodiments of the present invention can increase the liquefaction system performance levels by about 80% with the selected default or initial configuration or, for example, increase productivity from 1703 m 3 / day (450,000 gallons per day) to about 3028 m 3 / day ( 800,000 gallons per day). Moreover, liquefaction systems, in which the cooling heat exchanger supplemented embodiments of the present invention can operate at the same or higher efficiency compared with other subsidiary cooling systems (e.g., pre-cooling the propane), particularly in the performance levels of less than 2650 m 3 / day ( 700,000 gallons per day).

Эти усовершенствования производства осуществляют при ограниченных капитальных и эксплуатационных затратах (если они вообще необходимы). Системы сжижения, которые включают контур циркуляции текучей среды по воплощениям настоящего изобретения, требуют небольших конструкционных изменений в исходной системе охлаждения. Этот признак может привести к отсутствию необходимости модифицировать холодильные агенты и/или оборудование, трубопроводы, систему управления и/или другие компоненты исходной системы охлаждения.These manufacturing improvements are implemented with limited capital and operating costs (if any). Liquefaction systems that include a fluid circuit in embodiments of the present invention require minor design changes to the original refrigeration system. This feature may result in no need to modify refrigerants and / or equipment, piping, control system and / or other components of the original refrigeration system.

Воплощения настоящего изобретения могут быть использованы в различных типах технологического оборудования. Это технологическое оборудование может располагаться на суше и/или в море. В одном из применений воплощения настоящего изобретения могут входить в состав и/или являться частью технологического оборудования, которое расположено на суше, обычно на берегу (или вблизи него). Это технологическое оборудование может перерабатывать сырье в виде природного газа, получаемого от оборудования для добычи, находящегося как на суше, так и в море. Находящееся в море оборудование для добычи использует трубопроводы для транспортировки сырья, извлеченного из газовых месторождений и/или нефтяных месторождений с сопутствующим газом, часто из глубоких морских скважин, в технологическое оборудование. Для переработки в СПГ технологическое оборудование должно превратить сырье в жидкость, с использованием должным образом организованного холодильного оборудования или «технологических линий». В других применениях воплощения настоящего изобретения могут быть включены в оборудование для добычи, расположенное на борту корабля (или аналогичного плавучего судна), известного также под названием плавучее оборудование для получения сжиженного природного газа (FLNG).Embodiments of the present invention can be used in various types of processing equipment. This processing equipment can be located on land and / or at sea. In one application, embodiments of the present invention can be incorporated into and / or part of a process equipment that is located on land, usually onshore (or near it). This processing equipment can process feedstock in the form of natural gas from production equipment, both onshore and offshore. Offshore production equipment uses pipelines to transport raw materials recovered from gas and / or oil fields with associated gas, often from deep offshore wells, to process equipment. For processing to LNG, processing equipment must liquidate the feedstock using properly organized refrigeration equipment or "processing lines". In other applications, embodiments of the present invention may be incorporated into production equipment aboard a ship (or similar floating vessel), also known as floating liquefied natural gas (FLNG) equipment.

Краткое описание чертежей Теперь будет сделана краткая ссылка на прилагаемые чертежи, где:Brief Description of the Drawings A brief reference will now be made to the accompanying drawings, where:

Фиг. 1 представляет собой технологическую схему примера воплощения способа сжижения углеводородного сырья до сжиженного природного газа (СПГ), с целью хранения;FIG. 1 is a flow diagram of an example of an embodiment of a method for liquefying hydrocarbon feedstock to liquefied natural gas (LNG) for storage;

Фиг. 2 представляет собой технологическую схему одного из примеров способа, изображенного на Фиг. 1;FIG. 2 is a flow diagram of one example of the method shown in FIG. 1;

Фиг. 3 представляет собой схему примера воплощения устройства, которое может сжижать поступающее углеводородное сырье до продукта, который удовлетворяет техническим требованиям по сжижению до сжиженного природного газа (СПГ);FIG. 3 is a schematic diagram of an embodiment of an apparatus that can liquefy an incoming hydrocarbon feed to a product that meets the liquefied natural gas (LNG) specification;

Фиг. 4 представляет собой схему одного из примеров устройства, изображенного на Фиг. 3, которое пригодно для переработки поступающего углеводородного сырья с высоким уровнем примесей;FIG. 4 is a diagram of one example of the apparatus shown in FIG. 3, which is suitable for processing incoming hydrocarbon feedstock with a high level of impurities;

Фиг. 5 представляет собой схему первой конфигурации компонентов для формирования контура циркуляции текучей среды в примере устройства, изображенного на Фиг. 3;FIG. 5 is a diagram of a first configuration of components for forming a fluid circulation loop in the example of the apparatus shown in FIG. 3;

Фиг. 6 представляет собой схему второй конфигурации компонентов для формирования контура циркуляции текучей среды в примере устройства, изображенного на Фиг. 3;FIG. 6 is a diagram of a second configuration of components for forming a fluid circulation loop in the example of the apparatus shown in FIG. 3;

Фиг. 7 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 3, которое может переработать поступающее углеводородное сырье с высоким уровнем примесей;FIG. 7 is a diagram of an example of the apparatus shown in FIG. 3, which can process incoming hydrocarbon feedstock with a high level of impurities;

Фиг. 8 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 7; иFIG. 8 is a diagram of an example of the apparatus of FIG. 7; and

Фиг. 9 представляет собой схему примера устройства, изображенного на Фиг. 7.FIG. 9 is a diagram of an example of the apparatus shown in FIG. 7.

Там, где это применимо, одинаковые обозначения относятся к идентичным или соответствующим компонентам и блокам на нескольких чертежах, которые выполнены не в масштабе, если это не указано особо. Раскрытые в настоящем документе воплощения изобретения могут включать элементы, которые появляются в одном или более из нескольких чертежей или же в комбинации нескольких чертежей. Кроме того, способы приведены только в качестве примера, и их можно модифицировать, например, посредством перестановки, дополнения, удаления и/или изменения отдельных стадий.Where applicable, like references refer to identical or corresponding components and assemblies in several of the drawings, which are not drawn to scale unless otherwise indicated. Embodiments disclosed herein may include elements that appear in one or more of several drawings, or in a combination of several drawings. In addition, the methods are given by way of example only and can be modified, for example, by rearranging, adding, deleting and / or changing individual steps.

Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention

Фиг. 1 и Фиг. 2 иллюстрируют технологические схемы примера воплощения способа 10 сжижения поступающего углеводородного сырья. Как показано на Фиг. 1, воплощения настоящего изобретения могут включать, на стадии 12, прием исходного сырья и, на стадии 14, формирование технологического потока из сырья, при этом технологический поток содержит преимущественно метан в концентрации 92% или выше. Способ 10 также может включать, на стадии 16, сжатие технологического потока до достижения первого давления и, на стадии 18, охлаждение технологического потока до первой температуры. Способ 10 может дополнительно включать, на стадии 20, расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже первого давления. Способ 10 может включать, на стадии 22, отведение первого потока от технологического потока при втором давлении и, на стадии 24, кондиционирование первого потока для хранения в виде сжиженного природного газа (СПГ). В одном из воплощений настоящего изобретения способ 10 может включать, на стадии 26, сжатие технологического потока от второго давления до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением. В продолжение способа 10 технологический поток можно затем дополнительно сжимать на стадии 16.FIG. 1 and FIG. 2 illustrate flow diagrams of an example embodiment of a method 10 for liquefying an incoming hydrocarbon feed. As shown in FIG. 1, embodiments of the present invention may include, in step 12, receiving a feedstock and, in step 14, forming a process stream from the feed, the process stream containing predominantly methane at a concentration of 92% or greater. Method 10 may also include, in step 16, compressing the process stream to a first pressure and, in step 18, cooling the process stream to a first temperature. Method 10 may further include, in step 20, expanding the process stream from a first pressure to a second pressure that is below the first pressure. Method 10 may include, in step 22, withdrawing a first stream from the process stream at a second pressure and, in step 24, conditioning the first stream for storage as liquefied natural gas (LNG). In one embodiment of the present invention, method 10 may include, in step 26, compressing the process stream from a second pressure to an intermediate pressure that is between the first pressure and the second pressure. Continuing with method 10, the process stream can then be further compressed in step 16.

В примере, изображенном на Фиг. 2, способ 10 может включать, на стадии 14, различные стадии, позволяющие перерабатывать поступающее углеводородное сырье с высоким уровнем примесей. Способ 10 может включать, на стадии 28, разделение исходного сырья на первый поток и первый кубовый продукт. Способ 10 может также включать, на стадии 30, введение первого потока в технологический поток при промежуточном давлении. В одном из воплощений настоящего изобретения способ 10 может включать, на стадии 32, перегонку первого кубового продукта с образованием второго потока и второго кубового продукта и, на стадии 34, введение второго потока в технологический поток при втором давлении. Способ 10 может дополнительно включать, на стадии 36, кондиционирование второго кубового продукта с получением сжиженного нефтяного газа (СНГ).In the example shown in FIG. 2, method 10 may include, in step 14, various steps to process an incoming hydrocarbon feed with a high level of impurities. Method 10 may include, at step 28, separating the feed into a first stream and a first bottoms product. Method 10 may also include, in step 30, introducing the first stream into the process stream at intermediate pressure. In one embodiment of the present invention, method 10 may comprise, in step 32, distilling a first bottoms product to form a second stream and a second bottoms product and, in step 34, introducing the second stream into the process stream at a second pressure. Method 10 may further include, in step 36, conditioning the second bottoms product to produce liquefied petroleum gas (LPG).

Фиг. 3 иллюстрирует схему примера воплощения устройства 100 для переработки газа (также «устройство 100») для использования с целью переработки природного газа и подобных углеводородных материалов. Устройство 100 может включать блок 102 расширения и блок 104 охлаждения, каждый из которых соединен с теплообменником 106. Примеры теплообменника 106 или «холодильной камеры» могут включать паяные алюминиевые ребра («пластинчато-ребристый теплообменник») и/или змеевики («спиральный теплообменник»). Эти устройства могут облегчить теплоперенос посредством косвенного контакта между текучими средами. Текучие среды могут включать холодильный агент 108, прокачиваемый блоком 104 охлаждения через теплообменник 106. Примеры холодильных агентов 108 могут иметь состав, включающий один или более компонентов, включая легкие углеводороды (например, метан, этан, пропан и т.д.) и/или азот. В одном из воплощений настоящего изобретения этот состав соответствует «смешанному» циклу охлаждения (циклу со смесью холодильных агентов).FIG. 3 illustrates a diagram of an exemplary embodiment of a gas processing apparatus 100 (also “apparatus 100”) for use in processing natural gas and similar hydrocarbon materials. The device 100 may include an expansion unit 102 and a cooling unit 104, each of which is coupled to a heat exchanger 106. Examples of a heat exchanger 106 or “cold box” may include brazed aluminum fins (“plate-fin heat exchanger”) and / or coils (“spiral heat exchanger” ). These devices can facilitate heat transfer through indirect contact between fluids. The fluids can include refrigerant 108 pumped by refrigeration unit 104 through heat exchanger 106. Examples of refrigerants 108 can be formulated with one or more components including light hydrocarbons (e.g., methane, ethane, propane, etc.) and / or nitrogen. In one embodiment of the present invention, the composition corresponds to a "mixed" refrigeration cycle (mixed refrigerant cycle).

Блок 102 расширения может быть выполнен с возможностью сокращения рабочего цикла в блоке 104 охлаждения, необходимого для охлаждения теплообменника 106. Эти конфигурации можно использовать вместо вспомогательных или дополнительных блоков охлаждения (например, пропановых холодильных установок), которые могут обеспечить дополнительное охлаждение и/или предварительное охлаждение текучих сред в теплообменнике 106. Блок 102 расширения может включать контур 110 циркуляции текучей среды, который обеспечивает циркуляцию текучей среды через теплообменник 106. Для ясности, текучую среду, которая циркулирует в контуре 110 циркуляции текучей среды, идентифицируют как технологический поток 112. Примеры технологического потока 112 могут иметь состав, который преимущественно представляет собой метан в жидкой и/или парообразной форме. В одном из воплощений настоящего изобретения контур 110 циркуляции текучей среды может быть выполнен с возможностью отведения первого продукта 114 от технологического потока 112. Первый продукт 114 может удовлетворять техническим требованиям для сжиженного природного газа (СПГ). Устройство 100 может направлять первый продукт 114 из теплообменника 106 в оборудование 116 для хранения или другое оборудование, предусмотренное после сжижения, по желанию. При этом использование блока 102 расширения может расширить диапазон уровней производительности по продукту СПГ (например, по первому продукту 114) в устройстве 100. Приемлемо, чтобы устройство 100 могло расширять уровни производительности по продукту СПГ с примерно 1703 м3/сутки (450000 галлонов в сутки) до примерно 3028 м3/сутки (800000 галлонов в сутки).Expansion unit 102 may be configured to reduce the duty cycle in refrigeration unit 104 required to cool heat exchanger 106. These configurations may be used in place of auxiliary or additional refrigeration units (e.g., propane chillers) that may provide additional cooling and / or pre-cooling. fluids in heat exchanger 106. Expansion unit 102 may include a fluid circuit 110 that circulates fluid through heat exchanger 106. For clarity, fluid that circulates in fluid circuit 110 is identified as process stream 112. Examples of process stream 112 may have a composition that is predominantly methane in liquid and / or vapor form. In one embodiment of the present invention, the fluid circuit 110 may be configured to divert the first product 114 from the process stream 112. The first product 114 may meet liquefied natural gas (LNG) specifications. The device 100 can direct the first product 114 from the heat exchanger 106 to storage equipment 116 or other equipment provided after liquefaction, as desired. The use extension unit 102 can extend the range of performance levels for the LNG product (e.g., the first product 114) in the device 100. It is acceptable that the device 100 could expand the performance levels of the LNG product with approximately 1703 m 3 / day (450,000 gallons per day ) to about 3028 m 3 / day (800,000 gallons per day).

Устройство 100 может работать на поступающем природном газе и подобных углеводородных потоках. Как показано на Фиг. 1, контур 110 циркуляции текучей среды может принимать эти потоки в качестве сырья 118 из источника 120. Источник 120 может включать оборудование для предварительной обработки, которое обрабатывает природный газ, поступающий из оборудования для добычи (например, из устья скважины, трубопровода и т.д.). Эти процессы обработки могут давать «сухой дезодорированный газ» с составом, который преимущественно представляет собой метан (например, в концентрации 84% (840000 об. ч. на млн.) или выше), и с концентрацией воды, которая составляет менее 0,0001% (1 об. ч. на млн.). Для композиций, которые не содержат значительных уровней примесей, контур 110 циркуляции текучей среды может быть выполнен с возможностью непосредственной циркуляции сырья 118 в качестве технологического потока 112. Эти композиции могут, например, иметь концентрации метана, которые составляют 98% (980000 об. ч. на млн.) или выше. Однако по меньшей мере одним преимуществом блока 102 расширения является то, что его можно выполнить с возможностью удаления примесей из исходного сырья 118 перед контуром 110 циркуляции текучей среды (или выше по потоку относительно него).The device 100 can operate on incoming natural gas and similar hydrocarbon streams. As shown in FIG. 1, fluid circuit 110 may receive these streams as feedstock 118 from source 120. Source 120 may include pretreatment equipment that processes natural gas from production equipment (e.g., wellhead, pipeline, etc.) .). These treatments can produce "dry deodorized gas" with a composition that is predominantly methane (for example, at a concentration of 84% (840,000 ppm v / v) or higher) and a water concentration that is less than 0.0001 % (1 vol. Ppm). For compositions that do not contain significant levels of impurities, the fluid circuit 110 may be configured to directly circulate feed 118 as process stream 112. These compositions may, for example, have methane concentrations that are 98% (980000 vol. per million) or higher. However, at least one advantage of the expansion unit 102 is that it can be configured to remove impurities from feedstock 118 upstream of (or upstream of) fluid circuit 110.

Фиг. 4 иллюстрирует пример устройства 100, которое может обрабатывать исходное сырье 118 с более высокими уровнями примесей. При высоком уровне блок 102 расширения может включать блок 122 предварительной переработки, расположенный выше по потоку относительно контура 110 циркуляции текучей среды. Блок 122 предварительной переработки может принимать сырье 118 от источника 120 по трубопроводу и/или другим способом. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 122 предварительной переработки может формировать поток сырья 124 и второй продукт 126. Устройство 100 может направлять поток сырья 124 в контур 110 циркуляции текучей среды для использования в качестве технологического потока 112. Второй продукт 126 может быть производным продуктом, который можно применять в качестве топлива. Такие производные продукты могут иметь состав, включающий газообразные углеводороды (например, пропан, бутан и т.д.) и/или подобные составляющие. Состав может соответствовать сжиженному нефтяному газу (СНГ). Устройство 100 может быть выполнено с возможностью направления этого продукта СНГ во вспомогательное устройство 128 для дополнительной переработки и/или хранения, например, в емкость.FIG. 4 illustrates an example of an apparatus 100 that can handle feedstock 118 with higher levels of impurities. At a high level, the expansion unit 102 may include a pre-processing unit 122 located upstream of the fluid circuit 110. Preprocessing unit 122 may receive feedstock 118 from source 120 through pipeline and / or other means. In one embodiment of the present invention, pre-processing unit 122 may form a feed stream 124 and a second product 126. Device 100 may direct feed stream 124 to a fluid circuit 110 for use as process stream 112. Second product 126 may be a derivative product that can be used as fuel. Such derivatives can be formulated with gaseous hydrocarbons (eg, propane, butane, etc.) and / or the like. The composition may correspond to liquefied petroleum gas (LPG). The device 100 may be configured to direct this LPG product to an auxiliary device 128 for further processing and / or storage, such as a container.

Фиг. 5 иллюстрирует первую конфигурацию компонентов для реализации на практике контура 110 циркуляции текучей среды. Эта первая конфигурация образует открытый контур для циркуляции технологического потока 112 через теплообменник 106. Открытый контур включает турбомашину 130, предпочтительно с турбокомпрессором 132, который выполнен с возможностью работать под действием работы турбодетандера 134. Турбокомпрессор 132 может иметь впускное отверстие 136 и выпускное отверстие 138, которые соединены с теплообменником 106 и с компрессором 140 метана, соответственно. Как показано также и на Фиг. 6, турбодетандер 134 может иметь впускное отверстие 142 и выпускное отверстие 144. Впускное отверстие 142 может быть соединено с теплообменником 106. Выпускное отверстие 144 может быть соединено с первым блоком 146 сепаратора, который сам соединен с теплообменником 106.FIG. 5 illustrates a first configuration of components for practicing a fluid circulation loop 110. This first configuration forms an open loop for circulation of process stream 112 through heat exchanger 106. The open loop includes a turbomachine 130, preferably with a turbocharger 132, which is configured to operate under the action of the operation of the turboexpander 134. Turbocharger 132 may have an inlet 136 and an outlet 138 that connected to a heat exchanger 106 and a methane compressor 140, respectively. As shown also in FIG. 6, turbo expander 134 may have an inlet 142 and an outlet 144. Inlet 142 may be connected to a heat exchanger 106. An outlet 144 may be connected to a first separator block 146, which itself is connected to a heat exchanger 106.

Начиная с компрессора 140 метана, контур 110 циркуляции текучей среды может использовать сырье 118 из источника 120 без какой-либо обработки выше по потоку. Эта первая конфигурация может быть полезна при поступлении природного газа с низкими уровнями примесей. В одном из воплощений настоящего изобретения поступающее исходное сырье 118 вводят в компрессор 140 метана, обычно при температуре от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F). Компрессор 140 метана может быть выполнен с возможностью работы при давлении сырья 118 на входе, составляющем примерно 3,1 МПа (изб.) (450 фунтов на кв. дюйм (изб.)) и выше. Однако описание настоящего изобретения в действительности учитывает, что компрессор 140 метана и контур 110 циркуляции текучей среды в общем могут быть выполнены с возможностью использования устройства 100 в широком диапазоне применений при работе с давлениями на входе, изменяющимся в зависимости от источника 120, при необходимости. В таких конфигурациях может изменяться место (места), в котором поступающий поток сырья 118 вводят в технологический поток 112 в компрессоре 140 метана.Starting with the methane compressor 140, the circulation fluid circuit 110 can use feed 118 from source 120 without any upstream treatment. This first configuration can be useful when supplying natural gas with low levels of impurities. In one embodiment of the present invention, incoming feed 118 is introduced into a methane compressor 140, typically at a temperature of from about 27 ° C (80 ° F) to about 49 ° C (120 ° F). The methane compressor 140 may be configured to operate at an inlet feed pressure 118 of about 450 psig (3.1 MPa g) and higher. However, the description of the present invention does take into account that the methane compressor 140 and fluid circuit 110 may generally be configured to use the apparatus 100 in a wide range of applications, operating with inlet pressures varying with source 120 as needed. In such configurations, the location (s) at which incoming feed stream 118 is introduced into process stream 112 in methane compressor 140 may vary.

Компрессор 140 метана может быть выполнен с возможностью изменения температуры и давления технологического потока 112. Эти конфигурации могут пропускать технологический поток 112 через одно или более охлаждающих устройств (например, воздушных охладителей). Таким образом, технологический поток 112 может выходить из компрессора 140 метана (в 148) при температуре, примерно на 11 градусов Цельсия (на 20 градусов Фаренгейта) превышающей температуру окружающей среды, которая преобладает в месте расположения устройства 100. В одном из воплощений настоящего изобретения компрессор 140 метана может также повышать давление технологического потока 112 таким образом, чтобы технологический поток 112 (в 148) находился под давлением 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)). Это давление может быть выбрано на основе конструктивных соображений (например, в зависимости от номиналов фланцев) для контура 110 циркуляции текучей среды; например, работа устройства 100 при давлениях, не превышающих 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)) требует фланцев с номиналом 600 фунтов или менее, что может обеспечить значительную экономию средств. Также можно применять и другие температуры и давления для технологического потока 112 (в 148).The methane compressor 140 may be configured to vary the temperature and pressure of the process stream 112. These configurations may pass the process stream 112 through one or more cooling devices (eg, air coolers). Thus, process stream 112 may exit methane compressor 140 (at 148) at a temperature about 11 degrees Celsius (20 degrees Fahrenheit) higher than the ambient temperature that prevails at the location of apparatus 100. In one embodiment of the present invention, the compressor 140 methane can also pressurize process stream 112 so that process stream 112 (at 148) is at 8.27 MPa (g) (1200 psig). This pressure may be selected based on design considerations (eg, flange ratings) for the fluid circuit 110; for example, operating the device 100 at pressures no greater than 8.27 MPa (g) (1200 psig) requires flanges rated 600 psig or less, which can provide significant cost savings. Other temperatures and pressures for process stream 112 (at 148) can also be used.

Устройство 100 может направлять технологический поток 112 через первый проход теплообменника 106, чтобы дополнительно снизить температуру. Теплообменник 106 может быть сконструирован таким образом, чтобы технологический поток 112 поступал во входное отверстие 142 турбодетандера 134 при примерно -68°С (-90°F) и/или, иначе, в диапазоне от примерно -57°С (-70°F) до примерно -79°С (-110°F). В свою очередь турбодетандер 134 может снижать давление технологического потока 112. Например, технологический поток 112 может выходить из турбодетандера 134 (в 150) в виде выходящего потока со смешанными фазами (например, жидкость и пар). Технологический поток 112 (в 150) может иметь давление на выходе, которое обеспечивает эффективную работу устройства 100. Примеры турбодетандера 134 могут работать таким образом, чтобы давление на выходе поддерживало степень расширения относительно давления технологического потока 112 (в 148) от трех до четырех; однако описание настоящего изобретения предполагает, что давление на выходе может поддерживать степень расширения в диапазоне от трех до десяти, если это желательно. В одном из примеров давление на выходе может находиться в диапазоне от примерно 1,97 МПа (изб.) (285 фунтов на кв. дюйм (изб.)) до примерно 2,65 МПа (изб.) (385 фунтов на кв. дюйм (изб.)), чтобы компрессор 140 метана был способен повысить давление технологического потока 112 до 8,27 МПа (изб.) (1200 фунтов на кв. дюйм (изб.)).The device 100 can direct the process stream 112 through the first passage of the heat exchanger 106 to further reduce the temperature. Heat exchanger 106 may be designed so that process stream 112 enters inlet 142 of turboexpander 134 at about -68 ° C (-90 ° F) and / or otherwise, in the range of about -57 ° C (-70 ° F ) to about -79 ° C (-110 ° F). In turn, turboexpander 134 may depressurize process stream 112. For example, process stream 112 may exit turboexpander 134 (at 150) as an effluent with mixed phases (eg, liquid and vapor). Process stream 112 (at 150) may have an outlet pressure that enables efficient operation of apparatus 100. Examples of turboexpander 134 may be operated such that the outlet pressure maintains an expansion ratio relative to the pressure of process stream 112 (at 148) from three to four; however, the description of the present invention assumes that the outlet pressure can maintain the expansion ratio in the range of three to ten, if desired. In one example, the outlet pressure can range from about 1.97 MPa (285 psig) to about 2.65 MPa (385 psig) (g)) so that the methane compressor 140 is able to pressurize process stream 112 to 8.27 MPa (g) (1200 psig).

Контур 110 циркуляции текучей среды направляет технологический поток 112 из турбодетандера 134 в первый блок 146 сепаратора. Обработка технологического потока 112 в первом блоке 146 сепаратора может привести к получению кубового продукта 152 и верхнего продукта 154. Продукты 152, 154 выходят из нижней и верхней частей первого блока 146 сепаратора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Жидкий кубовый продукт 152 проходит по второму проходу в теплообменнике 106. Этот второй проход кондиционирует жидкий кубовый продукт 152, обычно снижая температуру, с образованием первого продукта 114 при температуре хранения в оборудовании 116 для хранения и/или вблизи этой температуры. Температуры хранения могут находиться в диапазоне от примерно -157°С (-250°F) до примерно -168°С (-270°F).The circulation fluid circuit 110 directs the process stream 112 from the turboexpander 134 to the first separator unit 146. Treatment of process stream 112 in first separator block 146 may result in bottoms 152 and overheads 154. Products 152,154 exit the bottom and top of first separator block 146 in liquid and vapor form, respectively. Bottom liquid 152 passes through a second passage in heat exchanger 106. This second passage conditions liquid bottoms 152, typically lowering the temperature, to form first product 114 at and / or near storage temperature in storage equipment 116. Storage temperatures can range from about -157 ° C (-250 ° F) to about -168 ° C (-270 ° F).

Парообразный верхний продукт 154 формирует технологический поток 112, который продолжает циркулировать по контуру 110 циркуляции текучей среды. В одном из воплощений настоящего изобретения контур 110 циркуляции текучей среды направляет технологический поток 112 через третий проход теплообменника 106. Этот третий проход может снижать температуру технологического потока 112, обычно за счет передачи тепловой энергии текучей среде, находящейся в одном из других проходов в теплообменнике 106. Устройство 100 может быть сконструировано таким образом, чтобы температура технологического потока 112 на входе 136 турбокомпрессора 132 находилась в диапазоне от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F).The vapor overhead 154 forms a process stream 112 that continues to circulate through the fluid circuit 110. In one embodiment, the fluid circuit 110 directs process stream 112 through a third passage of heat exchanger 106. This third passage may reduce the temperature of process stream 112, typically by transferring thermal energy to a fluid in one of the other passages in heat exchanger 106. The device 100 can be designed such that the temperature of the process stream 112 at the inlet 136 of the turbocharger 132 ranges from about 27 ° C (80 ° F) to about 49 ° C (120 ° F).

Турбокомпрессор 132 может повышать давление в технологическом потоке 112. В одном из воплощений настоящего изобретения турбокомпрессор 132 выпускает технологический поток 112 (в 156) при промежуточном давлении, предпочтительно находящимся между давлением на выходе (в 148) компрессора 140 метана (или первым давлением) и давлением на выходе (в 150) турбодетандера 134 (или вторым давлением). Это промежуточное давление может находиться в диапазоне от примерно 2,76 МПа (изб.) (400 фунтов на кв. дюйм (изб.)) до примерно 4,14 МПа (изб.) (600 фунтов на кв. дюйм (изб.)). Контур 110 циркуляции текучей среды может направлять технологический поток 112, находящийся при промежуточном давлении, обратно в компрессор 140 метана. Как отмечено выше, контур 110 циркуляции текучей среды может вводить сырье 118 в технологический поток 112 таким образом, чтобы полученный смешанный поток выходил из компрессора 140 метана (в 148).Turbocharger 132 may pressurize process stream 112. In one embodiment, turbocharger 132 discharges process stream 112 (at 156) at an intermediate pressure, preferably between the outlet pressure (at 148) of methane compressor 140 (or first pressure) and pressure at the outlet (150) of the turboexpander 134 (or the second pressure). This intermediate pressure can range from about 400 psig (2.76 MPa g) to about 600 psig (4.14 MPa g) ). The circulating fluid circuit 110 may direct the process stream 112 at intermediate pressure back to the methane compressor 140. As noted above, the fluid circuit 110 may introduce feed 118 into process stream 112 such that the resulting mixed stream exits the methane compressor 140 (at 148).

Фиг. 6 иллюстрирует вторую конфигурацию компонентов для осуществления контура 110 циркуляции текучей среды. Компрессор 140 метана имеет контур 158 сжатия, с первым концом 160 и вторым концом 162, которые соединены с турбокомпрессором 132 и с теплообменником 106, соответственно. На более высоком уровне, контур 158 сжатия может быть выполнен с возможностью повышения давления без повышения температуры технологического потока 112 от первого конца 160 до второго конца 162. Такая функция может использовать различные компоненты (например, охладители, компрессоры и т.д.). В одном из воплощений настоящего изобретения контур 158 сжатия может включать один или более охладителей (например, первый охладитель 164, второй охладитель 166 и третий охладитель 168). Охладители 164, 166, 168 могут быть с воздушным охлаждением, хотя описание настоящего изобретения не ограничивает выбор каким-либо конкретным типом или вариантом данных устройств. Контур 158 сжатия может также включать один или более компрессоров (например, первый компрессор 170 и второй компрессор 172). Компрессоры 170, 172 могут быть расположены между соседними охладителями 164, 166, 168 для поддержания и/или повышения давления технологического потока 112 (в 148) при указанных в настоящем описании температуре и давлении.FIG. 6 illustrates a second configuration of components for implementing a fluid circulation loop 110. The methane compressor 140 has a compression circuit 158, with a first end 160 and a second end 162 that are connected to a turbocharger 132 and a heat exchanger 106, respectively. At a higher level, the compression circuit 158 may be configured to pressurize without raising the temperature of process stream 112 from first end 160 to second end 162. Such a function may use various components (eg, chillers, compressors, etc.). In one embodiment of the present invention, the compression circuit 158 may include one or more refrigerants (eg, first cooler 164, second cooler 166, and third cooler 168). Chillers 164, 166, 168 may be air-cooled, although the description of the present invention does not limit the selection to any particular type or embodiment of these devices. Compression circuit 158 may also include one or more compressors (eg, first compressor 170 and second compressor 172). Compressors 170, 172 may be positioned between adjacent chillers 164, 166, 168 to maintain and / or pressurize process stream 112 (at 148) at the temperatures and pressures described herein.

Фиг. 7 иллюстрирует пример блока 122 предварительной обработки для использования с устройством 100. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 122 предварительной обработки может включать второй блок 174 сепаратора, который соединен с блоком 176 деметанизатора. Второй блок 174 сепаратора может удалять тяжелые углеводороды из сырья 118. Этот признак является полезным для того, чтобы избежать в устройстве 100 проблем, связанных с вымораживанием примесей ниже по потоку и/или при хранении, например, в оборудовании 116 для хранения. Блок 176 деметанизатора может извлекать легкие углеводороды (например, метан). Каждый из блоков 174, 176 по отдельности может быть соединен с контуром 110 циркуляции текучей среды в одном или более положений (например, в первом положении 178 и во втором положении 180). В первом положении 178 второй блок 174 сепаратора соединен с контуром 158 сжатия компрессора 140 метана. Во втором положении 180 блок 176 деметанизатора присоединен между турбодетандером 134 и первым блоком 146 сепаратора.FIG. 7 illustrates an example of a pre-processing unit 122 for use with the apparatus 100. In one embodiment of the present invention, the pre-processing unit 122 may include a second separator unit 174 that is connected to a demethanizer unit 176. The second separator unit 174 can remove heavy hydrocarbons from feed 118. This feature is useful to avoid problems with the device 100 associated with freezing of impurities downstream and / or during storage, for example, in storage equipment 116. Demethanizer unit 176 can recover light hydrocarbons (eg, methane). Each of the blocks 174, 176 can be individually coupled to the fluid circuit 110 in one or more positions (eg, in the first position 178 and in the second position 180). In the first position 178, the second separator block 174 is connected to the compression circuit 158 of the methane compressor 140. In a second position 180, a demethanizer unit 176 is coupled between the turbo expander 134 and the first separator unit 146.

Блок 122 предварительной обработки может удалять примеси из сырья 118 выше по потоку относительно контура 110 циркуляции текучей среды. В ходе работы сырье 118 может проходить через четвертый проход теплообменника 106. Этот четвертый проход может снижать температуру сырья 118 до диапазона, составляющего от примерно -62°С (-80°F) до примерно -79°С (-110°F). Охлажденный поток сырья 118 поступает во второй блок 174 сепаратора для удаления примесей (например, тяжелых углеводородов). В одном из воплощений настоящего изобретения второй блок 174 сепаратора выполнен с возможностью формирования первого потока 182 и первого кубового продукта 184, каждый из которых выходит из нижней и верхней части второго блока 174 сепаратора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Парообразный первый поток 182 содержит преимущественно пары метана, обычно в концентрации от примерно 92% (920000 об. ч. на млн.) до примерно 97% (970000 об. ч. на млн.). Устройство 100 направляет парообразный первый поток 182 через пятый проход теплообменника 106 в контур 158 сжатия в первом положении 178. Этот пятый проход может повысить температуру парообразного первого потока 182 до диапазона, составляющего от примерно 27°С (80°F) до примерно 49°С (120°F).Pretreatment unit 122 may remove impurities from feed 118 upstream of fluid circuit 110. In operation, feed 118 may pass through a fourth pass of heat exchanger 106. This fourth pass may reduce the temperature of feed 118 to a range of about -62 ° C (-80 ° F) to about -79 ° C (-110 ° F). The cooled feed stream 118 enters a second separator block 174 to remove impurities (eg, heavy hydrocarbons). In one embodiment of the present invention, the second separator block 174 is configured to form a first stream 182 and a first bottoms product 184, each of which exits the bottom and top of the second separator block 174 in liquid and vapor form, respectively. The vaporous first stream 182 contains predominantly methane vapor, typically at a concentration of from about 92% (920,000 ppmv) to about 97% (970,000 ppmv). The device 100 directs the vaporous first stream 182 through the fifth passage of the heat exchanger 106 to the compression circuit 158 at the first position 178. This fifth passage can raise the temperature of the vaporous first stream 182 to a range of about 27 ° C (80 ° F) to about 49 ° C. (120 ° F).

Устройство 100 направляет первый кубовый продукт 184 в блок 176 деметанизатора. В одном из воплощений настоящего изобретения блок 176 деметанизатора выполнен с возможностью формирования второго потока 186 и второго кубового продукта 188, каждый из которых выходит из нижней и верхней части блока 176 деметанизатора в жидкой и парообразной форме, соответственно. Парообразный второй поток 186 содержит преимущественно пары метана, обычно в концентрации от примерно 92% (920000 об. ч. на млн.) до примерно 97% (970000 об. ч. на млн.). Устройство 100 может направлять парообразный второй поток 186 на вход контура 110 циркуляции текучей среды во втором положении 180, эффективно обходя теплообменник 106. Второй кубовый продукт 188 может образовывать второй продукт 126, направляемый в дополнительное устройство 128 и/или на переработку, которую проводят в оборудовании, расположенном ниже по потоку относительно устройства 100.The device 100 directs the first bottoms 184 to a demethanizer unit 176. In one embodiment of the present invention, the demethanizer unit 176 is configured to form a second stream 186 and a second bottoms product 188, each of which exits the bottom and top of the demethanizer unit 176 in liquid and vapor form, respectively. The vaporous second stream 186 contains predominantly methane vapor, typically at a concentration from about 92% (920,000 ppmv) to about 97% (970,000 ppmv). The device 100 may direct a vaporous second stream 186 to the inlet of the fluid circuit 110 at a second position 180, effectively bypassing the heat exchanger 106. The second bottoms product 188 may form a second product 126 directed to an additional device 128 and / or for processing, which is carried out in equipment located downstream of the device 100.

Фиг. 8 иллюстрирует пример устройства 100 с дополнительными компонентами, которые могут быть полезны для изменения давления (и/или температуры) текучей среды. Устройство 100 может включать один или более расширительных клапанов (например, первый расширительный клапан 190, второй расширительный клапан 192 и третий расширительный клапан 194). Для применения в качестве клапанов 190, 192, 194 могут быть пригодны дроссельные клапаны (клапаны Джоуля-Томсона) и аналогичные устройства. Блок 122 предварительной обработки может включать испаритель-рекуператор 196 для кипячения второго кубового продукта 188 из блока 176 деметанизатора. Кипячение приводит к образованию пара, который направляют обратно в блок 176 деметанизатора.FIG. 8 illustrates an example of an apparatus 100 with additional components that may be useful to vary the pressure (and / or temperature) of a fluid. The device 100 may include one or more expansion valves (eg, first expansion valve 190, second expansion valve 192, and third expansion valve 194). Butterfly valves (Joule-Thomson valves) and similar devices may be suitable for use as valves 190, 192, 194. Pretreatment unit 122 may include an evaporator-recuperator 196 for boiling a second bottoms product 188 from demethanizer unit 176. Boiling produces steam which is sent back to the demethanizer unit 176.

Фиг. 9 иллюстрирует пример устройства 100, также с дополнительными компонентами для приведения в соответствие с определенными уровнями производительности и/или другими необходимыми изменениями в процессе. Устройство 100 может включать третий блок 198 сепаратора, расположенный выше по потоку относительно турбодетандера 134, между ним и теплообменником 106. Пар из третьего блока 198 сепаратора поступает в турбодетандер 134. Жидкости из третьего блока 198 сепаратора смешивают с выходящим потоком (в 150) из турбодетандера 134, предпочтительно выше по потоку относительно первого блока 146 сепаратора.FIG. 9 illustrates an example device 100, also with additional components to accommodate certain performance levels and / or other necessary process changes. The apparatus 100 may include a third separator block 198, located upstream of the turboexpander 134, between it and the heat exchanger 106. The vapor from the third separator block 198 enters the turboexpander 134. Fluids from the third separator block 198 are mixed with the effluent (at 150) from the turboexpander 134, preferably upstream of the first separator block 146.

Третий блок 198 сепаратора может быть полезен для предотвращения подачи смешанных фаз, которая может происходить при некоторых уровнях производительности, при которых температуры потока, поступающего в турбодетандер 134, могут снижаться ниже температуры начала кипения. Это воплощение настоящего изобретения модифицирует процесс таким образом, чтобы часть пара из выходящего потока (в 150) можно было добавить к поступающему в установку потоку, полученному при расширении, для подачи в теплообменник 106. Другие воплощения настоящего изобретения могут использовать рециркуляционный контур детандера с максимальным давлением примерно 4,83 МПа (изб.) (700 фунтов на кв. дюйм (изб.)) и давлением расширения примерно 1,97 МПа (изб.) (285 фунтов на кв. дюйм (изб.)). При таких давлениях пар из второго блока 174 сепаратора можно направить непосредственно в турбодетандер 134, в обход теплообменника 106, чтобы избежать любого нагревания. При такой конфигурации можно также отказаться и от какого-либо сжатия пара.The third separator block 198 may be useful to prevent mixed phases, which may occur at certain production levels, at which the temperatures of the stream entering the turboexpander 134 may drop below the bubble point. This embodiment of the present invention modifies the process so that a portion of the steam from the effluent stream (at 150) can be added to the expansion stream entering the plant for supply to heat exchanger 106. Other embodiments of the present invention may use a maximum pressure expander recirculation loop approximately 4.83 MPa (g) (700 psig) and an expansion pressure of approximately 1.97 MPa (g) (285 psig). At these pressures, steam from the second separator unit 174 can be directed directly to the turbo expander 134, bypassing the heat exchanger 106 to avoid any heating. With this configuration, it is also possible to dispense with any vapor compression.

В свете вышесказанного, воплощения настоящего изобретения обладают преимуществами по сравнению с другими технологиями охлаждения, которые могли бы дополнять любое первичное охлаждение, как это обеспечивают, например, обсуждаемые в настоящем описании циклы со смешанными холодильными агентами.In light of the above, embodiments of the present invention are advantageous over other refrigeration technologies that could complement any primary refrigeration, as provided, for example, by the mixed refrigerant cycles discussed herein.

При использовании в тексте данного описания, элемент или функцию, упомянутые в единственном числе, следует понимать как не исключающие множественное число данных элементов или функций, если только это не указано явно. Кроме того, ссылки на «одно из воплощений настоящего изобретения» не следует интерпретировать как исключающие существование дополнительных воплощений, которые также включают упомянутые признаки.When used in the text of this description, an element or function mentioned in the singular, should be understood as not excluding the plurality of these elements or functions, unless explicitly indicated. In addition, references to "one embodiment of the present invention" should not be interpreted as precluding the existence of additional embodiments that also include the aforementioned features.

Данное описание использует для раскрытия воплощений настоящего изобретения примеры, включая наилучший вариант осуществления настоящего изобретения, а также дает возможность любому специалисту осуществить на практике данные воплощения, включая изготовление и применение любых устройств или систем, а также осуществление любых упомянутых способов. Патентоспособный объем настоящего изобретения определен формулой изобретения, и он может включать другие примеры, которые встречаются специалистам. Предполагается, что эти другие примеры входят в объем формулы изобретения, если они включают структурные элементы, которые не отличаются от буквального смысла пунктов формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквального смысла формулы изобретения.This description uses examples to disclose embodiments of the present invention, including the best mode of carrying out the present invention, and also enables any person skilled in the art to practice these embodiments, including the manufacture and use of any devices or systems, as well as the implementation of any of the mentioned methods. The patentable scope of the present invention is defined by the claims and may include other examples that are encountered by those skilled in the art. These other examples are intended to be included within the scope of the claims if they include structural elements that do not differ from the literal meaning of the claims, or if they include equivalent structural elements that do not substantially differ from the literal meaning of the claims.

Claims (51)

1. Способ сжижения, включающий:1. Method of liquefaction, including: сжатие технологического потока до достижения первого давления;compressing the process stream until the first pressure is reached; охлаждение технологического потока до первой температуры;cooling the process stream to the first temperature; расширение технологического потока от первого давления до достижения второго давления, которое ниже, чем первое давление;expanding the process stream from a first pressure to a second pressure that is lower than the first pressure; отделение от технологического потока первого продукта;separating the first product from the process stream; отведение первого продукта от технологического потока при втором давлении;removing the first product from the process stream at a second pressure; кондиционирование первого продукта для хранения в виде сжиженного природного газа (СПГ);conditioning the first product for storage as liquefied natural gas (LNG); сжатие технологического потока от второго давления до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением, иcompressing the process stream from a second pressure to an intermediate pressure that is between the first pressure and the second pressure, and направление технологического потока, находящегося при промежуточном давлении, на сжатие до достижения первого давления.direction of the process stream, which is at intermediate pressure, for compression until the first pressure is reached. 2. Способ сжижения по п. 1, в котором технологический поток включает жидкость при первом давлении.2. The liquefaction method of claim 1, wherein the process stream comprises liquid at a first pressure. 3. Способ сжижения по п. 2, в котором технологический поток включает как пар, так и жидкость при втором давлении.3. The liquefaction method of claim 2, wherein the process stream comprises both steam and liquid at a second pressure. 4. Способ сжижения по п. 1, в котором отношение первого давления ко второму давлению составляет от 3 до 10.4. The liquefaction method according to claim 1, wherein the ratio of the first pressure to the second pressure is from 3 to 10. 5. Способ сжижения по п. 1, дополнительно включающий:5. The liquefaction method according to claim 1, additionally including: формирование технологического потока из сырья, имеющего концентрацию метана 84% или выше.forming a process stream from raw materials having a methane concentration of 84% or higher. 6. Способ сжижения по п. 5, дополнительно включающий:6. The liquefaction method according to claim 5, further comprising: формирование из сырья первого потока и второго потока, каждый из которых содержит преимущественно пары метана;formation of a first stream and a second stream from the feedstock, each of which contains predominantly methane vapor; причем технологический поток включает первый поток и второй поток.wherein the process stream includes a first stream and a second stream. 7. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:7. The liquefaction method according to claim 6, further comprising: введение первого потока в технологический поток при промежуточном давлении.introducing the first stream into the process stream at intermediate pressure. 8. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:8. The liquefaction method according to claim 6, further comprising: введение второго потока в технологический поток при втором давлении.introducing the second stream into the process stream at a second pressure. 9. Способ сжижения по п. 6, дополнительно включающий:9. The liquefaction method according to claim 6, further comprising: разделение сырья на первый поток и первый кубовый продукт;separation of raw materials into the first stream and the first bottoms product; перегонку первого кубового продукта с образованием второго потока и второго кубового продукта.distillation of the first bottoms product to form a second stream and a second bottoms product. 10. Устройство для переработки газа, включающее:10. A device for gas processing, including: теплообменник иheat exchanger and контур циркуляции текучей среды, соединенный с теплообменником, причем контур циркуляции текучей среды выполнен с возможностью осуществления циркуляции технологического потока через теплообменник;a fluid circulation circuit coupled to the heat exchanger, the fluid circuit being adapted to circulate the process stream through the heat exchanger; при этом контур циркуляции текучей среды включает:wherein the fluid circulation circuit includes: компрессор метана, соединенный с теплообменником;a methane compressor connected to a heat exchanger; турбокомпрессор, расположенный между компрессором метана и теплообменником;a turbocharger located between the methane compressor and the heat exchanger; турбодетандер, иturbo expander, and первый блок сепаратора, расположенный между турбодетандером и теплообменником,the first separator block located between the turbo expander and the heat exchanger, при этом впускное отверстие турбодетандера соединено с компрессором метана, а выпускное отверстие трубодетандера соединено с первым блоком сепаратора.wherein the turboexpander inlet is connected to the methane compressor, and the expander outlet is connected to the first separator block. 11. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:11. A device for gas processing according to claim 10, additionally including: блок охлаждения, соединенный с теплообменником;a cooling unit connected to a heat exchanger; причем блок охлаждения выполнен с возможностью осуществления циркуляции холодильного агента через теплообменник.moreover, the cooling unit is configured to circulate the refrigerant through the heat exchanger. 12. Устройство для переработки газа по п. 10, в котором контур циркуляции текучей среды выполнен с возможностью приема сырья и осуществления циркуляции сырья в качестве технологического потока.12. The gas processing apparatus of claim 10, wherein the fluid circulation loop is configured to receive feedstock and circulate the feedstock as a process stream. 13. Устройство для переработки газа по п. 12, дополнительно включающее:13. A device for gas processing according to claim 12, additionally including: блок предварительной обработки, соединенный с контуром циркуляции текучей среды и с теплообменником;a pre-treatment unit connected to the fluid circulation loop and to the heat exchanger; при этом блок предварительной обработки имеет: блок сепаратора, выполненный с возможностью приема сырья ниже по потоку относительно теплообменника; иwherein the pre-processing unit has: a separator unit configured to receive raw materials downstream of the heat exchanger; and деметанизатор, присоединенный ниже по потоку относительно блока сепаратора;a demethanizer connected downstream of the separator unit; при этом блок сепаратора и деметанизатор выполнены с возможностью формирования первого потока и второго потока соответственно, каждый из которых содержит пары метана; иthe separator unit and the demethanizer are configured to form a first stream and a second stream, respectively, each of which contains methane vapors; and при этом технологический поток включает первый поток и второй поток.the process stream includes a first stream and a second stream. 14. Устройство для переработки газа по п. 10, в котором компрессор метана выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока до достижения первого давления, а турбодетандер выполнен с возможностью осуществления расширения технологического потока до достижения второго давления, при этом отношение между первым давлением и вторым давлением поддерживают в диапазоне от 3 до 10.14. A gas processing device according to claim 10, wherein the methane compressor is configured to compress the process stream until the first pressure is reached, and the turbo expander is configured to expand the process stream until the second pressure is reached, wherein the ratio between the first pressure and the second pressure support in the range from 3 to 10. 15. Устройство для переработки газа по п. 14, в котором турбокомпрессор выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока до достижения промежуточного давления, которое находится между первым давлением и вторым давлением.15. The gas processing apparatus of claim. 14, wherein the turbocharger is configured to compress the process stream until an intermediate pressure is reached that is between the first pressure and the second pressure. 16. Устройство для переработки газа по п. 15, в котором компрессор метана выполнен с возможностью осуществления сжатия технологического потока от промежуточного давления до достижения первого давления.16. A gas processing device according to claim 15, wherein the methane compressor is configured to compress the process stream from an intermediate pressure until the first pressure is reached. 17. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:17. A device for gas processing according to claim 10, additionally including: второй блок сепаратора, соединенный с теплообменником и с компрессором метана; иa second separator unit connected to a heat exchanger and to a methane compressor; and деметанизатор, соединенный со вторым блоком сепаратора и с первым блоком сепаратора.a demethanizer connected to the second separator block and to the first separator block. 18. Устройство для переработки газа по п. 10, дополнительно включающее:18. A device for gas processing according to claim 10, additionally including: расширительный клапан, расположенный ниже по потоку относительно первого блока сепаратора и теплообменника.an expansion valve located downstream of the first separator and heat exchanger block.
RU2017100038A 2016-01-11 2017-01-09 Liquefaction method and gas processing device RU2731153C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/992,665 2016-01-11
US14/992,665 US20170198966A1 (en) 2016-01-11 2016-01-11 Reducing refrigeration duty on a refrigeration unit in a gas processing system

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017100038A RU2017100038A (en) 2018-07-09
RU2017100038A3 RU2017100038A3 (en) 2020-04-14
RU2731153C2 true RU2731153C2 (en) 2020-08-31

Family

ID=59274841

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017100038A RU2731153C2 (en) 2016-01-11 2017-01-09 Liquefaction method and gas processing device

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20170198966A1 (en)
KR (1) KR102687431B1 (en)
AU (1) AU2017200185B2 (en)
CA (1) CA2953614A1 (en)
RU (1) RU2731153C2 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU423990A1 (en) * 1972-05-22 1974-04-15 С. Ф. Гудков, А. Д. Двойрис, Г. Э. Одишари LIQUIDATION METHOD FOR GAS MIXTURE
WO1998059205A2 (en) * 1997-06-20 1998-12-30 Exxon Production Research Company Improved process for liquefaction of natural gas
RU2228486C2 (en) * 1998-10-23 2004-05-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Method of transportation of liquefied natural gas
EA006724B1 (en) * 2002-01-18 2006-04-28 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Process for producing liquid natural gas (variants)
EA007310B1 (en) * 2002-10-07 2006-08-25 Конокофиллипс Компани Process and apparatus for liquefying natural gas

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4435198A (en) * 1982-02-24 1984-03-06 Phillips Petroleum Company Separation of nitrogen from natural gas
FR2818365B1 (en) * 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie METHOD FOR REFRIGERATION OF A LIQUEFIED GAS, GASES OBTAINED BY THIS PROCESS, AND INSTALLATION USING THE SAME
US6751985B2 (en) * 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
JP2008169244A (en) * 2007-01-09 2008-07-24 Jgc Corp Method for treating natural gas
US8534094B2 (en) * 2008-04-09 2013-09-17 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
CA2754135A1 (en) 2009-03-09 2010-09-16 Bp Alternative Energy International Limited Separation of carbon dioxide and hydrogen
US10113127B2 (en) * 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
US20150153100A1 (en) * 2013-12-04 2015-06-04 General Electric Company System and method for hybrid refrigeration gas liquefaction

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU423990A1 (en) * 1972-05-22 1974-04-15 С. Ф. Гудков, А. Д. Двойрис, Г. Э. Одишари LIQUIDATION METHOD FOR GAS MIXTURE
WO1998059205A2 (en) * 1997-06-20 1998-12-30 Exxon Production Research Company Improved process for liquefaction of natural gas
RU2228486C2 (en) * 1998-10-23 2004-05-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Method of transportation of liquefied natural gas
EA006724B1 (en) * 2002-01-18 2006-04-28 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Process for producing liquid natural gas (variants)
EA007310B1 (en) * 2002-10-07 2006-08-25 Конокофиллипс Компани Process and apparatus for liquefying natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
KR102687431B1 (en) 2024-07-22
RU2017100038A (en) 2018-07-09
RU2017100038A3 (en) 2020-04-14
AU2017200185B2 (en) 2022-03-10
KR20170083969A (en) 2017-07-19
US20170198966A1 (en) 2017-07-13
CA2953614A1 (en) 2017-07-11
AU2017200185A1 (en) 2017-07-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2016292348B9 (en) Increasing efficiency in an LNG production system by pre-cooling a natural gas feed stream
US10480854B2 (en) Liquefied natural gas production system and method with greenhouse gas removal
US20180231305A1 (en) Increasing Efficiency in an LNG Production System by Pre-Cooling a Natural Gas Feed Stream
AU2017232113B2 (en) Mixed refrigerant cooling process and system
AU2023200283B2 (en) Gas liquefaction system and methods
AU2007310940A1 (en) Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams
WO2016151636A1 (en) Production system and production method for natural gas
AU2023200787B2 (en) Gas liquefaction system and methods
CN101443616B (en) Method and device for distributing liquefied hydrocarbon gas
RU2731153C2 (en) Liquefaction method and gas processing device