RU2752223C2 - Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа - Google Patents

Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2752223C2
RU2752223C2 RU2016114530A RU2016114530A RU2752223C2 RU 2752223 C2 RU2752223 C2 RU 2752223C2 RU 2016114530 A RU2016114530 A RU 2016114530A RU 2016114530 A RU2016114530 A RU 2016114530A RU 2752223 C2 RU2752223 C2 RU 2752223C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
gas
lng
refrigerant
natural gas
Prior art date
Application number
RU2016114530A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016114530A3 (ru
RU2016114530A (ru
Inventor
Марк Джулиан РОБЕРТС
Ян Лю
Фэй ЧЭНЬ
Original Assignee
Эр Продактс Энд Кемикалз, 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 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. filed Critical Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
Publication of RU2016114530A publication Critical patent/RU2016114530A/ru
Publication of RU2016114530A3 publication Critical patent/RU2016114530A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2752223C2 publication Critical patent/RU2752223C2/ru

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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0082—Methane
    • 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
    • F25J1/0037—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 of a return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—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"
    • F25J1/004—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 flash gas recovery
    • 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"
    • F25J1/0042—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 liquid 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
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/005—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by expansion of a gaseous refrigerant stream 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
    • F25J1/008—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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0092—Mixtures of hydrocarbons comprising possibly also minor amounts of nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration 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
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0209—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 as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—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 as at least a three level refrigeration cascade 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0263—Details of the cold heat exchange system using different types of heat exchangers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F25J1/0267—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer using flash gas as heat sink
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J3/04—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 for air
    • F25J3/04763—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used
    • F25J3/04769—Operation, control and regulation of the process; Instrumentation within the process
    • F25J3/04787—Heat exchange, e.g. main heat exchange line; Subcooler, external reboiler-condenser
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/60—Methane
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • 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
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
    • 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
    • F25J2270/14—External refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/16—External refrigeration with work-producing gas expansion loop with mutliple gas expansion loops of the same refrigerant

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)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для сжижения сырьевого потока природного газа. Сырьевой поток природного газа сжижается косвенным теплообменом с газообразным метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в газорасширительном цикле, для получения первого потока СПГ. Первый поток СПГ расширяется, и образованные паровая и жидкостная фазы разделяются для получения потока первого дроссельного газа и второго потока СПГ. Затем второй поток СПГ расширяется, причем образованные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием потока второго дроссельного газа и третьего потока СПГ, каковой весь или его часть образует продукт СПГ. Холод отбирается от второго дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения второго потока СПГ или добавочного потока СПГ. Техническим результатом является повышение эффективности сжижения и уменьшение габаритов оборудования. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 10 ил., 2 табл.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к способу и системе сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта.
[0002] Сжижение природного газа представляет собой весьма важный промышленный процесс. Объем мирового производства LNG составляет свыше 300 миллионов тонн в год (MTPA), и разнообразные холодильные циклы для сжижения природного газа были успешно разработаны, и известны и широко применяются в технологии.
[0003] В некоторых циклах при создании режима охлаждения для сжижения природного газа применяется испаренный или испаряющийся хладагент. В этих циклах первоначально газообразный, теплый хладагент (который может быть, например, чистым, однокомпонентным хладагентом, или смешанным хладагентом) сжимается, охлаждается и сжижается с образованием жидкого хладагента. Затем этот жидкий хладагент расширяется так, чтобы образовывать холодный испаренный или испаряющийся хладагент, который используется для сжижения природного газа путем косвенного теплообмена между хладагентом и природным газом. Образованный нагретый испаренный хладагент затем может быть подвергнут сжатию для начала нового цикла. Примерные циклы этого типа, которые известны и применяются в технологии, включают цикл на одном смешанном хладагенте (SMR), каскадный холодильный цикл, цикл на двойном смешанном хладагенте (DMR), и цикл на смешанном хладагенте с пропановым предохлаждением (C3MR).
[0004] В других циклах при создании режима охлаждения для сжижения природного газа используется газорасширительный цикл. В этих циклах газообразный теплый хладагент сжимается и охлаждается с образованием сжатого хладагента. Затем сжатый хладагент расширяется для дополнительного охлаждения хладагента, приводя к расширенному холодному хладагенту, который затем используется для сжижения природного газа путем косвенного теплообмена между хладагентом и природным газом. Образованный нагретый расширенный хладагент затем может быть подвергнут сжатию для начала нового цикла. Одним примерным циклом этого типа, который известен и применяется в технологии, является азотный расширительный холодильный цикл.
[0005] Дополнительное обсуждение общепринятых азотного расширительного цикла, каскадного, SMR- и C3MR-процессов, и их применения в сжижении природного газа, можно найти, например, в публикации «Selecting a suitable process» («Выбор подходящего процесса») авторов J.C.Bronfenbrenner, M.Pillarella, и J.Solomon, Review the process technology options available for the liquefaction of natural gas («Обзор технологических вариантов, пригодных для сжижения природного газа»), лето 2009 года, LNGINDUSTRY.COM
[0006] В настоящее время все предприятия для сжижения природного газа, которые до сих пор были сооружены, построены на суше. Важной тенденцией дальнейшего роста LNG-промышленности является разработка отдаленных морских газовых месторождений, для которых потребуется система сжижения природного газа, сооруженная на плавучей платформе. Однако проектирование и эксплуатация такой LNG-установки на плавучей платформе создает ряд проблем, которые должны быть преодолены. Одной из таких проблем является перемещение плавучей платформы. Традиционные способы сжижения, в которых используется смешанный хладагент (MR), предусматривают двухфазное течение в определенных точках холодильного цикла, что может обусловливать снижение производительности вследствие неправильного паро-жидкостного распределения, если применяются на плавучей платформе. В дополнение, в любом из холодильных циклов, в которых используется сжиженный хладагент, разбрызгивание жидкости будет вызывать дополнительные механические напряжения.
[0007] Хранение запасов огнеопасных компонентов составляет еще одну проблему для многих LNG-установок, в которых применяются такие холодильные циклы, как процессы SMR, каскадный, DMR или C3MR, либо вследствие отсутствия таких компонентов, либо по соображениям безопасности, таким, какие были бы, в частности, в случае плавучей LNG-платформы (FLNG).
[0008] В результате этого существует возрастающая потребность в разработке способа сжижения природного газа, который предусматривает минимальное двухфазное течение и требует минимальных запасов огнеопасного хладагента.
[0009] Как было отмечено выше, азотный расширительный рециркуляционный процесс представляет собой общеизвестный способ, в котором в качестве хладагента используется газообразный азот. Этот способ устраняет необходимость применения смешанного хладагента, и тем самым представляет собой привлекательную альтернативу FLNG-устройствам и сооруженным на суше LNG-установкам, для которых требуются минимальные запасы углеводородов. Однако азотный расширительный рециркуляционный процесс имеет относительно низкую производительность и включает крупноразмерные теплообменники, компрессоры, детандеры и трубопроводы. В дополнение, способ зависит от доступности относительно больших количеств чистого азота.
[0010] Патентный документ US 8,656,733 представляет способ и систему сжижения, в которых применяется газорасширительный цикл в замкнутом контуре, с использованием, например, газообразного азота в качестве хладагента, для сжижения и переохлаждения сырьевого потока, например, такого как поток сырьевого природного газа. В варианте исполнения, изображенном в Фигуре 5 указанного документа, переохлажденный LNG-продукт может быть дросселирован с использованием клапана или расширен в гидротурбине так, чтобы частично испарить поток, и полученный дроссельный газ может быть подвергнут сжатию в холодном состоянии и нагрет хладагентом в теплообменниках для хладагента, или может быть нагрет в теплообменнике-переохладителе LNG-потоком.
[0011] Патентный документ US 6,412,302 представляет способ получения LNG, в котором используются циклы двойного расширения газа для охлаждения, сжижения и переохлаждения потока природного газа. В одном цикле расширения применяется газообразный метан, этан или обработанный природный газ в качестве хладагента, и в другом цикле расширения используется газообразный азот. LNG-продукт может быть подвергнут расширению в жидкостном детандере, затем обработан в установке для отделения N2, чтобы получить обработанный LNG-поток.
[0012] Патентный документ US 6,658,890 представляет систему и способ сжижения природного газа, в которых каскадный цикл, включающий замкнутый пропановый контур, замкнутый этиленовый контур и незамкнутый метановый контур используются для охлаждения, сжижения и переохлаждения сырьевого потока природного газа. Природный газ охлаждается испаряющимся пропановым хладагентом, и сжижается теплообменом с испаряющимся этиленовым хладагентом. Полученный LNG-поток затем подвергается переохлаждению в теплообменнике-переохладителе и дополнительно охлаждается резким расширением переохлажденного LNG-потока в двух последовательных стадиях конечного мгновенного испарения, с созданием тем самым двух потоков дроссельного газообразного метана, которые используются в качестве хладагента в теплообменнике-переохладителе. LNG-поток из второй стадии конечного мгновенного испарения подвергается дополнительному переохлаждению в теплообменнике-переохладителе, и затем разделяется в разветвителе с образованием потока LNG-продукта и потока жидкого метана, который расширяется и также возвращается в теплообменник-переохладитель в качестве хладагента. Потоки нагретого метанового хладагента, выходящие из теплообменника-переохладителя, подвергаются сжатию и вовлекаются в рециркуляцию в сырьевой поток природного газа.
[0013] Патентный документ US 7,234,321 представляет способ сжижения природного газа, в котором сырьевой поток природного газа предварительно охлаждается в серии теплообменников для предохлаждения испаренным смешанным хладагентом, и затем частично сжижается, будучи расширенным в сжижающем детандере. Затем поток частично сжиженного природного газа разделяется с образованием LNG-потока и потока паров метана, причем паровой поток возвращается и нагревается в теплообменниках для предохлаждения, прежде чем будет подвергнут сжатию и рециркуляции в сырьевой поток природного газа. LNG-поток может быть дросселирован и дополнительно разделен для получения LNG-продукта, и дополнительный поток паров метана, который также возвращается в теплообменники для предохлаждения и нагревается в них для получения нагретого газообразного топлива.
[0014] Патентный документ US 2014/0083132 представляет способ, подобный описанному в патентном документе US 7,234,321. Однако в способе, раскрытом в патентном документе US 2014/0083132, замкнутый контур смешанного хладагента не применяется, сырьевой поток природного газа вместо этого подвергается предохлаждению с использованием метанового газорасширительного цикла с незамкнутым контуром и потока паров метана, который отделяется от сырьевого потока природного газа после частичного сжижения сырьевого потока природного газа в жидкостном детандере.
[0015] Патентный документ US 4,778,497 представляет способ получения жидкого криогенного материала, в котором сырьевой газ (криогенный материал) сжижается с использованием газорасширительного цикла с незамкнутым контуром, в котором в качестве хладагента применяется сырьевой газ. Сжиженный криогенный материал затем переохлаждается в теплообменнике-переохладителе, в котором используется мгновенно испаренная часть конечного продукта в качестве хладагента. Примерные сырьевые газы, которые могут быть сжижены с использованием этого способа, включают гелий, водород, атмосферные газы, газообразные углеводороды, и смеси вышеупомянутых газов, такие как воздух или природный газ.
[0016] Патентный документ US 3,616,652 представляет способ сжижения природного газа, в котором для сжижения природного газа используется незамкнутый газорасширительный цикл. Сжиженный природный газ затем подвергается мгновенному испарению и разделяется с образованием LNG-продукта и дроссельного газа, который используется в качестве хладагента в газорасширительном цикле.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0017] Согласно первому аспекту настоящего изобретения, представлен способ сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем способ включает стадии, в которых:
(а) сжижают сырьевой поток природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, для получения первого LNG-потока;
(b) расширяют первый LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
(с) расширяют второй LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
(d) утилизируют холод потока второго дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения косвенным теплообменом:
(i) по меньшей мере части второго LNG-потока перед расширением указанного потока в стадии (с); и/или
(ii) первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяют и разделяют для получения дополнительного пара и жидкости для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
[0018] Согласно второму аспекту настоящего изобретения, представлена система сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем система включает:
первый теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия сырьевого потока природного газа и метанового или природно-газового хладагента, и для сжижения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, для получения первого LNG-потока;
холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле, причем холодильный контур соединен с первым теплообменником-ожижителем так, чтобы пропускать циркулирующий газообразный хладагент через первый теплообменник-ожижитель;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия первого LNG-потока, расширения первого LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия второго LNG-потока, расширения второго LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
первый теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и утилизации его холода, причем первый теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
(i) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, по меньшей мере части второго LNG-потока перед тем, как указанный поток поступает в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока; и/или
(ii) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части первого добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0019] Фигура 1 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0020] Фигура 2 представляет изображение кривых охлаждения для первого теплообменника-предохладителя и первого теплообменника-ожижителя в варианте исполнения, приведенном в Фигуре 1.
[0021] Фигура 3 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0022] Фигура 4 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0023] Фигура 5 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0024] Фигура 6 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0025] Фигура 7 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0026] Фигура 8 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0027] Фигура 9 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
[0028] Фигура 10 схематически представляет технологическую блок-схему, изображающую способ и систему сжижения природного газа, в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0029] Настоящее изобретение представляет способы м системы сжижения природного газа, которые особенно пригодны и привлекательны для использования на плавучих LNG-платформах (FLNG), и/или для любых других вариантов применения, в которых: двухфазное течение хладагента может вызывать эксплуатационные затруднения; проблематично содержание больших запасов огнеопасного хладагента; большие количества чистого азота или прочих необходимых компонентов хладагента недоступны, или их получение затруднительно; и/или имеющаяся производственная площадка для установки ограничивает размеры теплообменников, компрессоров, детандеров и трубопроводов, которые могут быть использованы в холодильной системе.
[0030] В настоящих способах и системах не требуется внешний хладагент для сжижения и переохлаждения природного газа, так как вся холодопроизводительность для сжижения и переохлаждения природного газа может быть обеспечена хладагентом из метана или обработанного природного газа и мгновенным испарением LNG на конечной стадии. Однофазный газорасширительный цикл с использованием метанового или природно-газового хладагента (и с применением, например, одно- или двухстадийного расширения), применяется для сжижения и, необязательно, предварительного охлаждения природного газа. Многостадийная система конечного дросселирования с использованием по меньшей мере двух стадий мгновенного испарения (которые предпочтительно имеются в дополнение к любому резервуару-хранилищу конечного LNG, используемому для временного хранения LNG-продукта на производственной площадке) применяется затем для создания холода для переохлаждения.
[0031] Таким образом, настоящие способы и системы позволяют устранить необходимость применения внешних хладагентов (или, альтернативно, ограничить его так, что они используются только для исполнения режима предварительного охлаждения). Поскольку циркуляция хладагента в холодильном цикле, который используется при создании режима охлаждения для сжижения природного газа, остается полностью (или по существу полностью) в газообразной фазе, пока он циркулирует, устраняются проблемы, связанные с двухфазным течением хладагента в этом контуре. Кроме того, настоящие способы сжижения, по сравнению с традиционными процессами рециркуляции азота, обеспечивают лучшую эффективность и меньшие габариты оборудования и трубопроводов.
[0032] В частности, и как было отмечено выше, согласно первому аспекту настоящего изобретения представлен способ сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем способ включает стадии (а), (b), (с) и (d), как описанные выше.
[0033] Как применяемые здесь, и если не оговаривается иное, артикли «a» и «an» означают один или многие, будучи использованными для любого признака в вариантах осуществления настоящего изобретения, приведенного в описании и пунктах патентной формулы. Применение «a» и «an» не ограничивает значения единственным объектом, если только такое ограничение не указано специально. Артикль «the», предшествующий существительным или именным группам в единственном или множественном числе, обозначает конкретно указанный признак или конкретно указанные признаки, и может иметь единственный или множественный смысл в зависимости от контекста, в котором он используется.
[0034] В стадии (а) способа сырьевой поток природного газа сжижается путем косвенного теплообмена с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, для получения первого LNG-потока. Первые LNG-потоки могут быть сформированы, и поэтому включают или состоят из такового, из всего сырьевого потока природного газа, или могут быть сформированы только из части (предпочтительно большей части) его, таким образом, что там, где еще одна (предпочтительно меньшая) часть LNG, генерированного сжижением сырьевого потока природного газа путем косвенного теплообмена с метановым или природно-газовым хладагентом, используется для образования одного или более дополнительных LNG-потоков, например, таких как добавочный LNG-поток, она может быть переохлаждена в стадии (d) способа, как будет в дополнительных подробностях описано ниже. Как правило, первый LNG-поток получается при температуре между -130°С и -90°С, включительно.
[0035] Как используемый здесь, термин «сырьевой поток природного газа» подразумевает также потоки, включающие синтетические и/или суррогатные природные газы. Основным компонентом природного газа является метан (который типично составляет по меньшей мере 85 мол.%, чаще по меньшей мере 90 мол.%, и в среднем около 95 мол.% сырьевого потока). Как правило, сырьевой поток природного газа также содержит небольшие количества других, более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутаны, пентаны, и т.д. Прочие типичные компоненты сырьевого природного газа включают один или многие компоненты, такие как азот, гелий, водород, диоксид углерода, и/или другие кислые газы, и ртуть. Однако сырьевой поток природного газа, обработанный согласно настоящему изобретению, будет подвергнут предварительной обработке, если это потребуется, для снижения уровней содержания любых компонентов с (относительно) высокой температурой замерзания, таких как влага, кислые газы, ртуть и/или более тяжелые углеводороды, до таких уровней, какие необходимы во избежание замерзания или других эксплуатационных проблем в теплообменнике, в котором должен быть сжижен сырьевой поток природного газа.
[0036] Как применяемый здесь, термин «метановый хладагент» подразумевает хладагент, который преимущественно или полностью представляет собой метан. Как правило, он будет включать по меньшей мере 90 мол.% метана, и предпочтительно по меньшей мере 95 мол.% метана.
[0037] Как используемый здесь, термин «природно-газовый хладагент» имеет отношение к хладагенту, который имеет состав, подобный или идентичный составу сырьевого потока природного газа (и который поэтому будет, как правило, также включать по меньшей мере 85 мол.% метана). Природно-газовый хладагент может быть подвергнут обработке, чтобы, сравнительно с сырьевым потоком природного газа, было снижено содержание в хладагенте некоторых или всех более тяжелых углеводородов и/или прочих компонентов, более тяжелых (то есть, имеющих меньшую летучесть, или более высокую температуру кипения), чем метан, если это требуется во избежание (или по существу для предотвращения) возникновения любой конденсации природно-газового хладагента в газорасширительном цикле.
[0038] Как применяемый здесь, термин «косвенный теплообмен» имеет отношение к теплообмену между двумя текучими средами, где эти две текучих среды удерживаются отдельно друг от друга физическим барьером некоторой формы.
[0039] Как используемый здесь, термин «газорасширительный цикл» имеет отношение к холодильному циклу, в котором все, или по меньшей мере по существу все, количество газообразного хладагента, который циркулирует для создания режима охлаждения, остается в газообразной фазе во всех точках цикла. В контексте настоящей заявки, по меньшей мере по существу все количество газообразного хладагента должно рассматриваться как остающееся в газообразной фазе, если по меньшей мере 95 мол.% хладагента, который циркулирует, остается в газообразной фазе на всем протяжении цикла. Предпочтительно, чтобы весь хладагент оставался в газообразной фазе во всех точках цикла, но на практике может возникать конденсация до некоторой незначительной степени, в зависимости от состава хладагента и применяемых эксплуатационных условий, и является допустимой, если не оказывает заметного вредного влияния на работу цикла или на оборудование.
[0040] Как правило, газорасширительный цикл включает стадии, в которых проводят сжатие нагретого расширенного газообразного хладагента, охлаждают сжатый газообразный хладагент, расширяют охлажденный газообразный хладагент с образованием расширенного холодного газообразного хладагента, и нагревают расширенный холодный газообразный хладагент для достижения желательной холодопроизводительности (то есть, для создания режима охлаждения для сжижения сырьевого потока природного газа в случае настоящего изобретения), тем самым также с образованием опять нагретого расширенного газа, который сжимают для начала нового цикла. Охлаждение циркулирующего газообразного хладагента типично происходит в одном или более межстадийных или вторичных охладителях, сопряженных с одним или многими компрессорами, используемых для сжатия хладагента (в каковых охладителях, например, может использоваться радиатор для отведения тепла в окружающую среду, в такой ситуации, где температура окружающего воздуха или воды используется для охлаждения косвенным теплообменом с циркулирующим газообразным хладагентом). Дополнительное охлаждение газообразного хладагента также может иметь место в одном или более теплообменниках, в которых один или многие потоки расширенного циркулирующего газообразного хладагента используются для охлаждения одного или более потоков сжатого циркулирующего газообразного хладагента. Расширение циркулирующего газообразного хладагента типично происходит в одной или более турбинах (или других устройствах для расширения с производством работы), которые, например, могут также вырабатывать механическую или электрическую энергию, которая может быть использована для привода одного или более компрессоров. Холодильный контур, в котором исполняется газорасширительный цикл, включает, конечно, необходимые компрессоры, охладители, детандеры и теплообменники.
[0041] В некоторых вариантах осуществления изобретения, способ может предусматривать применение метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в качестве газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле. Как используемые здесь, термины «замкнутый цикл», «замкнутый контур» и тому подобные, имеют отношение к холодильному циклу или контуру, в котором, во время нормальной работы, хладагент не удаляется из контура, или не добавляется в контур (иначе как лишь для компенсации небольших непреднамеренных потерь, таких как вследствие утечки или тому подобного).
[0042] В других вариантах исполнения способ может предусматривать применение природно-газового хладагента, циркулирующего в виде газообразного хладагента в незамкнутом газорасширительном цикле. Как применяемые здесь, термины «незамкнутый цикл», «незамкнутый контур» и тому подобные, имеют отношение к холодильному циклу или контуру, в котором, во время нормальной работы, хладагент добавляется в контур или удаляется из него в непрерывном режиме. Так, например, в вариантах осуществления настоящего изобретения, в которых используют природно-газовый хладагент, циркулирующий в виде газообразного хладагента в незамкнутом газорасширительном цикле, поток природного газа может вводиться в незамкнутый контур как комбинация сырьевого природного газа и пополняющего хладагента, каковой поток природного газа затем объединяется с рециркулирующим потоком газообразного хладагента. Затем объединенный поток может быть подвергнут сжатию и охлаждению с образованием сжатого и охлажденного газообразного потока, который затем разделяется с образованием сырьевого потока природного газа, который должен быть сжижен, и потока (охлажденного) газообразного хладагента. Затем поток охлажденного газообразного хладагента может быть расширен для образования потока холодного расширенного газообразного хладагента, который нагревается в ходе сжижения потока природного газа, и нагретый газообразный хладагент может быть вовлечен в рециркуляцию для начала нового цикла.
[0043] В одном предпочтительном варианте исполнения метановый или природно-газовый хладагент обеспечивает всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
[0044] В еще одном предпочтительном варианте исполнения, в котором стадия (а) включает сжижение потока природного газа, также косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа, которые генерированы способом (как будет в дополнительных подробностях описано ниже), метановый или природно-газовый хладагент и указанная по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
[0045] Как применяемое здесь, выражение «холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа» имеет отношение к режиму охлаждения, необходимому для преобразования сырьевого потока природного газа из газообразного потока в жидкостный поток. Оно не относится к любому режиму охлаждения, который может потребоваться для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа (например, снижением температуры газообразного сырьевого потока природного газа от температуры окружающей среды) перед сжижением.
[0046] В некоторых вариантах осуществления изобретения, метановый или природно-газовый хладагент, и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, также используются для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом между сырьевым потоком природного газа и указанными хладагентом и/или дроссельным газом. Указанные хладагент и/или дроссельный газ могут обеспечивать всю холодопроизводительность для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа.
[0047] Альтернативно или дополнительно, еще один хладагент, циркулирующий в отдельном холодильном контуре, может быть применен для предварительного охлаждения косвенным теплообменом сырьевого потока природного газа, и тем самым может быть использован для обеспечения части или всей холодопроизводительности для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа. В одном варианте исполнения для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа может быть использован этановый и/или этиленовый хладагент, циркулирующий в качестве газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле. В еще других вариантах исполнения еще другие холодильные циклы (например, такие как пропановый цикл, гидрофторуглеродный цикл, аммиачный цикл, диоксид углерода, или литиево-бромидный абсорбционный цикл) могут быть применены для обеспечения части или всей холодопроизводительности для предварительного охлаждения сырьевого потока природного газа. Указанный дополнительный холодильный цикл также может обеспечивать часть или всю холодопроизводительность для предварительного охлаждения потока метанового хладагента.
[0048] Сжижение сырьевого потока природного газа может происходить в теплообменнике любой подходящей формы, таком, но без ограничения, как теплообменник типа «оболочка и труба», спиральный теплообменник катушечного типа, или пластинчато-ребристого типа. Однако в одном предпочтительном варианте исполнения, сырьевой поток природного газа сжижается в спиральном теплообменнике катушечного типа (который, например, может включать одиночный теплообменный блок, содержащий кожух, заключающий в себе один или многие пучки труб или секции, или может включать более одного теплообменного блока, каждый из которых имеет свой собственный кожух).
[0049] В стадии (b) способа первый LNG-поток расширяется для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и полученные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока. Поток первого дроссельного газа может быть сформирован из всего пара, образованного при расширении и разделении первого LNG-потока, и поэтому включает его или состоит из него, или же может быть сформирован только из части его (но предпочтительно по меньшей мере из большей части). Подобным образом, второй LNG-поток может быть сформирован из всей жидкости, образованной при расширении и разделении первого LNG-потока, и поэтому включает ее или состоит из нее, или он может быть сформирован только из части ее (но предпочтительно по меньшей мере из большей части).
[0050] Как используемый здесь, термин «дроссельный газ» имеет отношение к газу или пару, полученному расширением (также называемым здесь «резким сбросом давления» или «мгновенным испарением»), и тем самым снижением давления и частичным испарением потока жидкости, и затем отделением паровой фазы. Поток жидкости может быть подвергнут расширению (или «мгновенно испарен») пропусканием потока через любое устройство для снижения давления, пригодное для понижения давления и тем самым частичного испарения потока, например, такое как J-T-клапан (клапан Джоуля-Томсона) (или другое дроссельное устройство) или гидротурбина (или другое устройство для расширения с производством работы), хотя, как правило, предпочтительно используют клапан или иную такую форму дроссельного устройства.
[0051] В стадии (с) способа второй LNG-поток расширяется для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и полученные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть. Поток второго дроссельного газа может быть сформирован из всего пара, образованного при расширении и разделении второго LNG-потока, и поэтому включает его или состоит из него, или же он может быть сформирован только из части его (но предпочтительно по меньшей мере из большей части). Подобным образом, третий LNG-поток может быть сформирован из всей жидкости, образованной при расширении и разделении второго LNG-потока, и поэтому включает ее или состоит из нее, или он может быть сформирован только из части ее (но предпочтительно по меньшей мере из большей части).
[0052] В стадии (d) способа отбирается холод от потока второго дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения, косвенным теплообменом, одного или обоих из: (i) по меньшей мере части второго LNG-потока, перед расширением указанного потока в стадии (с); и (ii) первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяется и отделяется для получения дополнительного пара и жидкости для формирования, соответственно, второго потока дроссельного газа и третьего LNG-потока.
[0053] В предпочтительных вариантах исполнения стадия (d) включает переохлаждение по меньшей мере части второго LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, перед расширением указанного второго LNG-потока в стадии (с).
[0054] В тех вариантах исполнения, где стадия (d) включает переохлаждение первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, и расширение и разделение по меньшей мере части добавочного LNG-потока для получения дополнительного пара и жидкости для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, расширенный и частично испаренный добавочный LNG-поток (или его часть) может быть объединен с расширенным и частично испаренным вторым LNG-потоком, и объединенная двухфазная смесь может быть разделена на составляющие ее паровую и жидкостную фазы, чтобы получить поток второго дроссельного газа и третий LNG-поток. В альтернативном варианте, пар, отделенный от расширенного и частично испаренного добавочного LNG-потока (или его части), может быть объединен с паром, отделенным от расширенного и частично испаренного второго LNG-потока, чтобы получить поток второго дроссельного газа, и жидкость, отделенная от расширенного и частично испаренного LNG-потока (или его части), может быть объединена с жидкостью, отделенной от расширенного и частично испаренного второго LNG-потока, для получения третьего LNG-потока.
[0055] В тех вариантах исполнения, где стадия (d) включает переохлаждение первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, добавочный LNG-поток может происходить из любого подходящего источника. Например, добавочный LNG-поток может включать рециркуляционный дроссельный газ, который был повторно сжижен, как будет более подробно описано ниже. Альтернативно или дополнительно, добавочный LNG-поток, как было описано выше, может включать часть LNG, которая образована сжижением сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, и которая не используется для формирования первого LNG-потока.
[0056] В некоторых вариантах исполнения способ может дополнительно включать одну или многие дополнительные стадии мгновенного испарения, в которых третий LNG-поток расширяется и разделяется с образованием дополнительных потоков дроссельного газа и LNG-потоков.
[0057] Таким образом, в одном варианте исполнения способ дополнительно включает:
(е) расширение третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделение образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
(f) утилизацию холода потока третьего дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения косвенным теплообменом:
(i) по меньшей мере части третьего LNG-потока перед расширением указанного потока в стадии (е); и/или
(ii) второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
[0058] В стадии (е) поток третьего дроссельного газа может быть сформирован из всего пара, генерированного расширением и разделением третьего LNG-потока, и тем самым включает его или состоит из него, или он может быть сформирован только из части его (но предпочтительно по меньшей мере из большей части). Подобным образом, четвертый LNG-поток может быть сформирован из всей жидкости, образованной при расширении и разделении третьего LNG-потока, и поэтому включает ее или состоит из нее, или он может быть сформирован только из части ее (но предпочтительно по меньшей мере из большей части).
[0059] В одном предпочтительном варианте исполнения стадия (f) включает переохлаждение по меньшей мере части третьего LNG-потока косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, перед расширением указанного третьего LNG-потока в стадии (е).
[0060] В одном предпочтительном варианте исполнения стадия (d) включает переохлаждение по меньшей мере части второго LNG-потока и/или первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом как с потоком второго дроссельного газа, так и с потоком третьего дроссельного газа (поток третьего дроссельного газа в этом случае уже был нагрет в стадии (f) косвенным теплообменом с третьим LNG-потоком или вторым добавочным LNG-потоком, перед дальнейшим нагреванием в стадии (d) косвенным теплообменом со вторым LNG-потоком и/или первым добавочным LNG-потоком).
[0061] В предпочтительных вариантах исполнения по меньшей мере часть одного или более, или всех из потоков дроссельного газа (например, по меньшей мере часть одного или более, или всех из потоков первого, второго и/или третьего дроссельного газа) вовлекаются в рециркуляцию, чтобы образовать дополнительный LNG-продукт. Это может быть достигнуто несколькими различными путями.
[0062] В одном варианте исполнения способ может дополнительно включать повторное использование по меньшей мере части одного или более из потоков дроссельного газа тем, что: сжимается указанная по меньшей мере часть потока(-ов) дроссельного газа для формирования одного или более рециркуляционных газовых потоков; и сжижается один или многие из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков для получения одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
[0063] Рециркуляционный(-ные) газовый(-ые) поток(-ки) предпочтительно сжижаются: косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле; и/или косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа. Метановый или природно-газовый хладагент и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа предпочтительно обеспечивают всю холодопроизводительность для сжижения рециркуляционного(-ных) газового(-ых) потока(-ов).
[0064] Затем способ может дополнительно включать расширение и разделение одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков для получения дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока.
[0065] Альтернативно или дополнительно, способ затем может дополнительно включать расширение одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, введение расширенного(-ных) рециркуляционного(-ных) газового(-ых) потока(-ов) в дистилляционную колонну для разделения на обогащенный азотом головной паровой погон и обедненную азотом кубовую жидкость, выведение потока обедненной азотом кубовой жидкости из дистилляционной колонны, и расширение и разделение указанного потока кубовой жидкости для получения дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока.
[0066] Альтернативно или дополнительно, в тех вариантах исполнения, где стадия (d) включает переохлаждение, расширение и разделение первого добавочного LNG-потока, первый добавочный LNG-поток может включать один или многие из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков, или состоять из них.
[0067] В еще одном варианте исполнения способ может дополнительно включать рециркуляцию по меньшей мере части одного или более из потоков дроссельного газа путем: сжатия потока(-ов) дроссельного газа или его(их) части(-тей) для образования одного или более рециркуляционных газовых потоков; и введение одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков в сырьевой поток природного газа перед сжижением сырьевого потока природного газа в стадии (а).
[0068] В некоторых вариантах осуществления изобретения, холод может быть отведен по меньшей мере от части одного или более из потоков дроссельного газа с использованием указанного дроссельного газа для охлаждения одного или более других технологических потоков. Например, в одном варианте осуществления изобретения по меньшей мере часть метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле, охлаждается перед расширением с образованием холодного газообразного хладагента, который используется в стадии (а) для сжижения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа.
[0069] Как было отмечено выше, согласно второму аспекту настоящего изобретения представлена система сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем система включает:
первый теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия сырьевого потока природного газа и метанового или природно-газового хладагента, и для сжижения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, для получения первого LNG-потока;
холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле, причем холодильный контур соединен с первым теплообменником-ожижителем так, чтобы пропускать циркулирующий газообразный хладагент через первый теплообменник-ожижитель;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия первого LNG-потока, расширения первого LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия второго LNG-потока, расширения второго LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
первый теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и утилизации его холода, причем первый теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
(i) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, по меньшей мере части второго LNG-потока перед тем, как указанный поток поступает в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока; и/или
(ii) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части первого добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
[0070] Система согласно второму аспекту настоящего изобретения пригодна для проведения способов первого аспекта, и поэтому вышеупомянутые преимущества способа согласно первому аспекту изобретения равным образом применимы к системам согласно второму аспекту изобретения.
[0071] Как было отмечено выше, устройство для снижения давления может представлять собой любое устройство, пригодное для понижения давления и тем самым частичного испарения потока, например, такое как один или многие J-T-клапаны (или другое(-ие) дроссельное(-ные) устройство(-ва)) или гидротурбины (или другое(-ие) устройство(-ва) для расширения с производством работы), хотя, как правило, предпочтительно используют клапан или иную такую форму дроссельного устройства.
[0072] Как используемый здесь, термин «сепаратор» или «фазоразделитель» имеет отношение к устройству, такому как барабан или резервуар иной формы, в который может быть введен двухфазный поток для разделения потока на составляющие его паровую и жидкостную фазы. Там, где применяются как клапан (или другое дроссельное устройство), так и сепаратор, оба могут быть объединены в единое устройство, например, такое как испарительный барабан, в котором впускной(-ные) патрубок(-ки) в барабан включают одно или многие устройства, пригодные для снижения давления, и тем самым мгновенного испарения, вводимого(-мых) в барабан потока(-ов).
[0073] Холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента, может представлять собой замкнутый контур или незамкнутый контур.
[0074] В одном предпочтительном варианте исполнения первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнено с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и по меньшей мере части второго LNG-потока, и для переохлаждения указанной по меньшей мере части второго LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа перед поступлением указанного второго LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
[0075] Как было отмечено выше, первый теплообменник-ожижитель может представлять собой теплообменник любой подходящей формы, такой, но без ограничения, как теплообменник типа «оболочка и труба», спиральный теплообменник катушечного типа, или пластинчато-ребристого типа. Однако в одном предпочтительном варианте исполнения, первый теплообменник- ожижитель представляет собой спиральный теплообменник катушечного типа (который, например, может включать одиночный теплообменный блок, содержащий кожух, заключающий в себе один или многие пучки труб или секции, или может включать более одного теплообменного блока, каждый из которых имеет свой собственный кожух).
[0076] В одном предпочтительном варианте исполнения первый теплообменник-ожижитель размещается таким образом, что в эксплуатационном режиме хладагент, который в него поступает, представляет собой только либо метановый или природно-газовый хладагент, либо метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, чтобы при работе метановый или природно-газовый хладагент, либо метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивали всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
[0077] В одном варианте исполнения система дополнительно включает:
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия третьего LNG-потока, расширения третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
второй теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и утилизации его холода, причем второй теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
(i) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, по меньшей мере части третьего LNG-потока перед тем, как указанный поток поступает в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока; и/или
(ii) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного второго добавочного LNG-потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части второго добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования, соответственно, потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
[0078] Второй теплообменник-переохладитель предпочтительно размещается и выполнено с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и по меньшей мере части третьего LNG-потока, для переохлаждения указанной по меньшей мере части третьего LNG-потока косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, перед поступлением указанного третьего LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
[0079] Первый теплообменник-переохладитель предпочтительно размещается и выполнено с возможностью принятия также потока третьего дроссельного газа и переохлаждения по меньшей мере части второго LNG-потока и/или первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом как с потоком второго дроссельного газа, так и с потоком третьего дроссельного газа.
[0080] В одном варианте исполнения система дополнительно включает один или многие компрессоры, размещенные и выполненные с возможностью принятия и сжатия по меньшей мере части одного или более из потоков дроссельного газа, чтобы сформировать один или многие рециркуляционные газовые потоки.
[0081] Система может дополнительно включать второй теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков, для принятия метанового или природно-газового хладагента и/или по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа, и для сжижения указанного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) косвенным теплообменом с указанным метановым или природно-газовым хладагентом и/или указанным дроссельным газом. Второй теплообменник-ожижитель может быть размещен так, что при работе принимаемый им хладагент представляет собой только метановый или природно-газовый хладагент и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, чтобы при работе указанный метановый или природно-газовый хладагент и/или указанный дроссельный газ обеспечивали всю холодопроизводительность для сжижения указанного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов).
[0082] Альтернативно или дополнительно, первый теплообменник-ожижитель может быть размещен и выполнено с возможностью принятия одного или более рециркуляционных газовых потоков, и для сжижения указанного(-ных) потока(-ов) косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом.
[0083] Система может дополнительно включать одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, чтобы охлаждать и частично испарять указанный(-ные) поток(-ки), и для подачи указанного(-ных) расширенного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
[0084] Система может дополнительно включать: одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, чтобы дополнительно охлаждать и частично испарять указанный(-ные) поток(-ки); дистилляционную колонну, размещенную и выполненную с возможностью принятия указанного(-ных) расширенного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) и разделения указанного(-ных) потока(-ков) на обогащенный азотом головной паровой погон и обедненную азотом кубовую жидкость; и устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью принятия и расширения потока обедненной азотом кубовой жидкости, выведенной из дистилляционной колонны, для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и для подачи указанного расширенного потока кубовой жидкости в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
[0085] Как хорошо известно в технологии, термин «дистилляционная колонна» имеет отношение к колонне, содержащей одну или многие ступени сепарации, каждая из которых составлена таким устройством, как насадка или тарелка, которые увеличивают контакт и тем самым интенсифицируют массоперенос между поднимающимся вверх паром и стекающей вниз жидкостью, протекающей внутри колонны. Этим путем концентрация более легких компонентов (то есть, с более высокой летучестью и более низкой температурой кипения) возрастает в поднимающемся паре, который собирается как головной паровой погон на верху колонны, и концентрация более тяжелых компонентов (то есть, с меньшей летучестью и более высокой температурой кипения) возрастает в кубовой жидкости, которая собирается в кубовой секции колонны. «Верх» дистилляционной колонны имеет отношение к части колонны на самой верхней ступени сепарации или над нею. «Кубовая секция» колонны имеет отношение к части колонны на самой нижней ступени сепарации или под нею. «Промежуточное положение» колонны имеет отношение к местоположению между верхом и кубовой секцией колонны, между двумя ступенями сепарации.
[0086] Там, где первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнено с возможностью принятия и переохлаждения первого добавочного LNG-потока, первый добавочный LNG-поток может включать один или многие из одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
[0087] Один или многие компрессоры, которые размещаются и действуют для сжатия по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа, могут быть, кроме того, размещены и действуют для введения одного или более из одного или более рециркуляционных газовых потоков в сырьевой поток природного газа перед поступлением сырьевого потока природного газа в первый теплообменник-ожижитель.
[0088] Дополнительные варианты исполнения системы согласно второму аспекту будут очевидными из нижеследующего обсуждения вариантов исполнения способа согласно первому аспекту.
[0089] Предпочтительные аспекты настоящего изобретения включают следующие аспекты, пронумерованные от № 1 до № 32:
№ 1. Способ сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем способ включает стадии, в которых:
(а) сжижают сырьевой поток природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, для получения первого LNG-потока;
(b) расширяют первый LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
(с) расширяют второй LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
(d) утилизируют холод потока второго дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения косвенным теплообменом:
(i) по меньшей мере части второго LNG-потока перед расширением указанного потока в стадии (с); и/или
(ii) первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяют и разделяют для получения дополнительного пара и жидкости для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
№ 2. Способ согласно Аспекту № 1, в котором стадия (d) включает переохлаждение по меньшей мере части второго LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, перед расширением указанного второго LNG-потока в стадии (с).
№ 3. Способ согласно Аспекту № 1 или № 2, в котором либо: метановый или природно-газовый хладагент обеспечивает всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа; либо стадия (а) включает сжижение потока природного газа также косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа, и метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
№ 4. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 3, в котором способ дополнительно включает:
(е) расширение третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделение образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
(f) утилизацию холода потока третьего дроссельного газа с использованием указанного потока для переохлаждения косвенным теплообменом:
(i) по меньшей мере части третьего LNG-потока перед расширением указанного потока в стадии (е); и/или
(ii) второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
№ 5. Способ согласно Аспекту № 4, в котором стадия (f) включает переохлаждение по меньшей мере части третьего LNG-потока косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, перед расширением указанного третьего LNG-потока в стадии (е).
№ 6. Способ согласно Аспекту № 4 или № 5, в котором стадия (d) включает переохлаждение по меньшей мере части второго LNG-потока и/или первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа и потоком третьего дроссельного газа.
№ 7. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 6, в котором способ дополнительно включает рециркуляцию по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа путем:
сжатия указанной по меньшей мере части потока(-ов) дроссельного газа для формирования одного или более рециркуляционных газовых потоков; и
сжижения одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков для получения одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
№ 8. Способ согласно Аспекту № 7, в котором рециркуляционный(-ные) газовый(-ые) поток(-ки) сжижаются: косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле; и/или косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа.
№ 9. Способ согласно Аспекту № 8, в котором метановый или природно-газовый хладагент и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность для сжижения рециркуляционного(-ных) газового(-ых) потока(-ков).
№ 10. Способ согласно любому из Аспектов от № 7 до № 9, в котором способ дополнительно включает расширение и разделение одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков для получения дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока.
№ 11. Способ согласно любому из Аспектов от № 7 до № 10, в котором способ дополнительно включает расширение одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, введение расширенного(-ных) рециркуляционного(-ных) газового(-ых) потока(-ков) в дистилляционную колонну для разделения на обогащенный азотом головной паровой погон и обедненную азотом кубовую жидкость, выведение потока обедненной азотом кубовой жидкости из дистилляционной колонны, и расширение и разделение указанного потока кубовой жидкости для получения дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока.
№ 12. Способ согласно любому из Аспектов от № 7 до № 11, в котором стадия (d) включает переохлаждение, расширение и разделение первого добавочного LNG-потока в соответствии со стадией (d)(ii), и в котором первый добавочный LNG-поток включает один или многие из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
№ 13. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 9, в котором способ дополнительно включает рециркуляцию по меньшей мере части одного или более из потоков дроссельного газа путем:
сжатия потока(-ов) дроссельного газа или его(их) части(-тей) для образования одного или более рециркуляционных газовых потоков; и
введения одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков в сырьевой поток природного газа перед сжижением сырьевого потока природного газа в стадии (а).
№ 14. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 13, в котором по меньшей мере часть метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, охлаждается перед расширением с образованием холодного газообразного хладагента, который используется в стадии (а) для сжижения сырьевого потока природного газа, косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа.
№ 15. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 14, в котором метановый или природно-газовый хладагент циркулирует в виде газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле.
№ 16. Способ согласно любому из Аспектов от № 1 до № 14, причем способ дополнительно предусматривает использование метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в виде газообразного хладагента в незамкнутом газорасширительном цикле.
№ 17. Система сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем система включает:
первый теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия сырьевого потока природного газа и метанового или природно-газового хладагента, и для сжижения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, для получения первого LNG-потока;
холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле, причем холодильный контур соединен с первым теплообменником-ожижителем так, чтобы пропускать циркулирующий газообразный хладагент через первый теплообменник-ожижитель;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия первого LNG-потока, расширения первого LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия второго LNG-потока, расширения второго LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
первый теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и утилизации его холода, причем первый теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
(i) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, по меньшей мере части второго LNG-потока перед тем, как указанный поток поступает в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока; и/или
(ii) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части первого добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования, соответственно, потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
№ 18. Система согласно Аспекту № 17, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнено с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и по меньшей мере части второго LNG-потока, и для переохлаждения указанной по меньшей мере части второго LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа перед поступлением указанного второго LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
№ 19. Система согласно Аспекту № 17 или № 18, в которой первый теплообменник-ожижитель размещается так, что при работе принимаемый им хладагент представляет собой либо только метановый или природно-газовый хладагент, либо метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, чтобы при работе указанный метановый или природно-газовый хладагент, или метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивали всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
№ 20. Система согласно любому из Аспектов от № 17 до № 19, причем система дополнительно включает:
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия третьего LNG-потока, расширения третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
второй теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и утилизации его холода, причем второй теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
(i) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, по меньшей мере части третьего LNG-потока перед тем, как указанный поток поступает в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока; и/или
(ii) принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного второго добавочного LNG-потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части второго добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования, соответственно, потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
№ 21. Система согласно Аспекту № 20, в которой второй теплообменник-переохладитель размещается и выполнено с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и по меньшей мере части третьего LNG-потока, и для переохлаждения указанной по меньшей мере части третьего LNG-потока косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, перед поступлением указанного третьего LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
№ 22. Система согласно Аспекту № 20 или № 21, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и действует также для принятия потока третьего дроссельного газа и для переохлаждения указанной по меньшей мере части второго LNG-потока и/или первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом как с потоком второго дроссельного газа, так и с потоком третьего дроссельного газа.
№ 23. Система согласно любому из Аспектов от № 17 до № 22, причем система дополнительно включает один или многие компрессоры, размещенные и выполненные с возможностью принятия и сжатия по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа для формирования одного или более рециркуляционных газовых потоков.
№ 24. Система согласно Аспекту № 23, причем система дополнительно включает второй теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков, для принятия метанового или природно-газового хладагента, и/или по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа, и для сжижения указанного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) косвенным теплообменом с указанным метановым или природно-газовым хладагентом и/или указанным дроссельным газом.
№ 25. Система согласно Аспекту № 24, в которой второй теплообменник-ожижитель размещается так, что при работе принимаемый им хладагент представляет собой только метановый или природно-газовый хладагент, и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, чтобы при работе указанный метановый или природно-газовый хладагент и/или указанный дроссельный газ обеспечивали всю холодопроизводительность для сжижения указанного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов).
№ 26. Система согласно любому из Аспектов от № 23 до № 25, в которой первый теплообменник-ожижитель размещается и выполнено с возможностью принятия одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков, и для сжижения указанного(-ных) потока(-ов) косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом.
№ 27. Система согласно любому из Аспектов от № 24 до № 26, причем система дополнительно включает одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, для охлаждения и частичного испарения указанного(-ных) потока(-ов), и для подачи указанного(-ных) расширенного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
№ 28. Система согласно любому из Аспектов от № 24 до № 27, причем система дополнительно включает: одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, чтобы дополнительно охлаждать и частично испарять указанный(-ные) поток(-ки); дистилляционную колонну, размещенную и выполненную с возможностью принятия указанного(-ных) расширенного(-ных) рециркуляционного(-ых) газового(-ых) потока(-ов) и разделения указанного(-ных) потока(-ков) на обогащенный азотом головной паровой погон и обедненную азотом кубовую жидкость; и устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью принятия и расширения потока обедненной азотом кубовой жидкости, выведенной из дистилляционной колонны, для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока, и для подачи указанного расширенного потока кубовой жидкости в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
№ 29. Система согласно любому из Аспектов от № 24 до № 28, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнено с возможностью принятия и переохлаждения первого добавочного LNG-потока, и причем первый добавочный LNG-поток включает один или многие из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
№ 30. Система согласно любому из Аспектов от № 23 до № 29, в которой один или многие компрессоры, которые размещаются и действуют для сжатия по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа, кроме того, размещаются и действуют для введения одного или более из одного или более рециркуляционных газовых потоков в сырьевой поток природного газа перед поступлением сырьевого потока природного газа в первый теплообменник-ожижитель.
№ 31. Система согласно любому из Аспектов от № 17 до № 30, в которой холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента, представляет собой замкнутый контур.
№ 32. Система согласно любому из Аспектов от № 17 до № 30, в которой холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента, представляет собой незамкнутый контур.
[0090] Теперь, исключительно в порядке примера, будет описан определенный предпочтительный вариант осуществления изобретения со ссылкой на Фигуры 1-8. В этих Фигурах, где признак является общим для более чем одной Фигуры, этому признаку был приписан одинаковый кодовый номер позиции в каждой Фигуре, для ясности и краткости.
[0091] Со ссылкой теперь на Фигуру 1, показаны способ и система сжижения природного газа в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения. Предварительно обработанный очищенный сырьевой поток 100 природного газа сначала предварительно охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102, предпочтительно до температуры между -50°С и -30°С, включительно. Предварительная обработка (не показана) сырьевого потока природного газа может включать удаление компонентов сырого природного газа, которые замерзали бы во время сжижения, и/или которые нежелательны в конечном LNG-продукте, и тем самым может предусматривать одно или более из обезвоживания, удаления кислых газов, удаления ртути и удаления тяжелых углеводородов, насколько и где это требуется. В зависимости от давления, при котором получается природный газ, предварительная обработка также может включать сжатие природного газа.
[0092] Охлажденный сырьевой поток 104 природного газа, выходящий из первого теплообменника-предохладителя 102, затем дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106 с образованием первого LNG-потока 108, предпочтительно при температуре между -130°С и -90°С, включительно.
[0093] Первый теплообменник-предохладитель 102 и первый теплообменник-ожижитель 106 могут быть любого типа, но предпочтительно представляют собой спиральные теплообменники катушечного типа (CWHE), как изображено в Фигуре 1, поскольку CWHE содержит углеводороды в двойной оболочке высоконапорного контура питания и тем самым снижает опасность утечки огнеопасных газов. Он также более вынослив в отношении потенциального вымораживания примесей в сырьевом потоке. В конфигурации, показанной в Фигуре 1, первый теплообменник-предохладитель 102 и первый теплообменник-ожижитель 106 показаны как отдельные блоки, каждый из которых включает одиночный пучок труб, заключенный в свой собственный кожух. Однако первый теплообменник-предохладитель 102 и первый теплообменник-ожижитель 106 равным образом могли бы быть объединены так, что они вместо этого включали бы теплую и холодную секции, соответственно, единого теплообменного блока. Например, первый теплообменник-предохладитель 102 и первый теплообменник-ожижитель 106 могли бы включать теплый и холодный пучки труб, соответственно, единого CWHE-блока, заключенного в один и тот же кожух.
[0094] Затем первый LNG-поток 108 подвергается обработке в трех последовательных стадиях мгновенного испарения, чтобы обеспечить дополнительное охлаждение, с образованием тем самым потоков 118, 138 и 158 дроссельного газа, со все понижающейся температурой, и LNG-продукта 156 при желательной низкой температуре.
[0095] Более конкретно, в первой стадии мгновенного испарения первый LNG-поток 108 расширяется для дополнительного охлаждения (снижения температуры) и частичного испарения потока, и образованные паровая и жидкостная фазы разделяются для получения первого потока 118 дроссельного газа и второго LNG-потока 116. В изображенном варианте исполнения первый LNG-поток 108 расширяется и разделяется при дросселировании потока в первый фазоразделительный резервуар 114, причем поток подвергается дросселированию пропусканием потока через J-T-клапан 110. Однако вместо J-T-клапана 110 (и/или вместо любого из прочих J-T-клапанов, показанных в Фигурах) могло бы быть применено расширительное устройство любой подходящей формы.
[0096] Затем по меньшей мере часть 122 второго LNG-потока 116 подвергается переохлаждению в первом теплообменнике-переохладителе 124, и образованный переохлажденный второй LNG-поток или часть 126 второго LNG-потока затем передается во вторую стадию мгновенного испарения. В первом теплообменнике-переохладителе 124 может быть переохлажден весь второй LNG-поток 116. В альтернативном варианте, часть 120 второго LNG-потока 116 может обходить первый теплообменник-переохладитель 124 и подаваться непосредственно во вторую стадию мгновенного испарения.
[0097] Во второй стадии мгновенного испарения второй LNG-поток 116 расширяется для дополнительного охлаждения и частичного испарения потока, и образованные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием потока 138 второго дроссельного газа и третьего LNG-потока 136. В изображенном варианте исполнения второй LNG-поток 116 расширяется и разделяется при дросселировании потока во второй фазоразделительный резервуар 134, причем переохлажденный второй LNG-поток или часть 126 второго LNG-потока подвергается дросселированию пропусканием указанного потока или части через J-T-клапан 128, и любая часть 120 второго LNG-потока 116, которая обходит первый теплообменник-переохладитель 124, подвергается дросселированию пропусканием указанной части через J-T-клапан 130.
[0098] Затем по меньшей мере часть 142 третьего LNG-потока 136 подвергается переохлаждению во втором теплообменнике-переохладителе 144, и образованный переохлажденный третий LNG-поток или часть 146 третьего LNG-потока затем передается в третью стадию мгновенного испарения. Во втором теплообменнике-переохладителе 144 может быть переохлажден весь третий LNG-поток 136. В альтернативном варианте, часть 140 третьего LNG-потока 136 может обходить второй теплообменник-переохладитель 144 и подаваться непосредственно в третью стадию мгновенного испарения.
[0099] В третьей стадии мгновенного испарения третий LNG-поток 136 расширяется для дополнительного охлаждения и частичного испарения потока, и образованные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием потока 138 третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока 156, который, в этом варианте исполнения, составляет желательный LNG-продукт 156. В изображенном варианте исполнения третий LNG-поток 136 расширяется и разделяется при дросселировании потока в третий фазоразделительный резервуар 154, причем переохлажденный третий LNG-поток или часть 146 третьего LNG-потока подвергается дросселированию пропусканием указанного потока или части через J-T-клапан 148, и любая часть 140 второго LNG-потока 136, которая обходит второй теплообменник-переохладитель 144, подвергается дросселированию пропусканием указанной части через J-T-клапан 150.
[0100] Четвертый LNG-поток 156, составляющий желательный LNG-продукт, затем может быть направлен непосредственно в трубопровод или в резервуар-хранилище для сторонней поставки. В альтернативном варианте, как показано в Фигуре 1, LNG-продукт может временно храниться на производственной площадке в баке 192 для хранения LNG, причем LNG-продукт 196 выводится из резервуара-хранилища, насколько и где это потребуется. В еще одном дополнительном варианте исполнения, третий фазоразделительный резервуар 154 мог бы быть приспособлен по габаритам для функционирования и действия в качестве резервуара-хранилища, так что отдельный бак 192 для хранения LNG уже не понадобился бы.
[0101] Как показано в Фигуре 1, в этом варианте исполнения холод отбирается от потока 138 второго дроссельного газа и потока 158 третьего дроссельного газа пропусканием потока 138 второго дроссельного газа через первый теплообменник-переохладитель 124 и с нагреванием в нем указанного потока, и пропусканием потока 158 третьего дроссельного газа через второй теплообменник-переохладитель 144 и затем в первый теплообменник-переохладитель 124, и с нагреванием в них указанного потока. Таким образом, холодопроизводительность для переохлаждения третьего LNG-потока 136 или его части 142 обеспечивается нагреванием потока 158 третьего дроссельного газа во втором теплообменнике-переохладителе 144 (косвенным теплообменом с третьим LNG-потоком 136 или его частью 142), и холодопроизводительность для переохлаждения второго LNG-потока 116 или его части 122 обеспечивается нагреванием потока 138 второго дроссельного газа и дополнительным нагреванием потока 158 третьего дроссельного газа в первом теплообменнике-переохладителе 124 (косвенным теплообменом со вторым LNG-потоком 116 или его частью 122).
[0102] Первый и второй теплообменники-переохладители 124 и 144 могут быть любого подходящего типа, и могут включать отдельные теплообменные блоки или различные секции одного и того же блока. В варианте исполнения, изображенном в Фигуре 1, первый и второй теплообменники-переохладители 124 и 144 представляют собой устройства пластинчато-ребристого типа.
[0103] Как также показано в Фигуре 1, в этом варианте исполнения потоки первого, второго и третьего дроссельного газа вовлекаются в рециркуляцию для создания дополнительного LNG-продукта.
[0104] Более конкретно, перед рециркуляцией сначала от потока 118 первого дроссельного газа отбирается холод нагреванием указанного потока во втором теплообменнике-ожижителе 164 и затем во втором теплообменнике-предохладителе 166. Подобным образом, нагретые потоки 140 и 162 второго и третьего дроссельного газа, выходящие из первого теплообменника-переохладителя 124, дополнительно нагреваются во втором теплообменнике-ожижителе 164 и затем во втором теплообменнике-предохладителе 166 для отбора от них дополнительного холода. Опять же, второй теплообменник-ожижитель 164 и второй теплообменник-предохладитель 166 могут быть любого подходящего типа, и могут включать отдельные теплообменные блоки или различные секции одного и того же блока. В изображенном в Фигуре 1 варианте исполнения они представляют собой отдельные теплообменные блоки пластинчато-ребристого типа.
[0105] Нагретые потоки 172, 170 и 168 первого, второго и третьего дроссельного газа, выходящие из второго теплообменника-предохладителя 166, затем объединяются и подвергаются сжатию в многоступенчатом компрессоре 174 с межступенчатым охлаждением, для формирования рециркуляционного газового потока 176. Если желательно или необходимо, часть одного или более из потоков дроссельного газа также может быть выведена и использована в качестве газообразного топлива (не показано), причем указанный поток газообразного топлива предпочтительно отбирается из одного или более нагретых потоков 168, 170 или 172 дроссельного газа. Как показано в Фигуре 1, когда применяется отдельный резервуар-хранилище 192 для хранения LNG-продукта 156, газ 194, испаряющийся из LNG-резервуара-хранилища 192, также может быть вовлечен в рециркуляцию, в каковом случае испаряющийся газ 194 может быть, например, подвергнут сжатию в отдельном компрессоре 195, который подобным образом может быть многоступенчатым компрессором с межстадийными охладителями (не показано) и вторичным охладителем 197, с образованием сжатого испаряющегося газа 198, который объединяется со сжатым дроссельным газом для получения рециркуляционного газового потока 176.
[0106] Затем рециркуляционный газовый поток 176 охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102, отдельно от сырьевого потока 100 природного газа и параллельно ему, для образования охлажденного рециркуляционного газового потока 178 с температурой, подобной охлажденному сырьевому потоку 104 природного газа. Затем охлажденный рециркуляционный газовый поток 178 разделяется на одну часть 182 охлажденного рециркуляционного газа, дополнительно охлаждаемую и сжижаемую в первом теплообменнике-ожижителе 106 для образования сжиженного рециркуляционного газового потока 186, и еще одну часть, которая дополнительно охлаждается и сжижается во втором теплообменнике-ожижителе 164 для образования еще одного сжиженного рециркуляционного газового потока 184.
[0107] Наконец, сжиженные рециркуляционные газовые потоки 186 и 184 расширяются для дополнительного охлаждения и частичного испарения потоков, и образованные паровые и жидкостные фазы разделяются для образования дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока 116. В конфигурации, показанной в Фигуре 1, это достигается дросселированием сжиженных рециркуляционных газовых потоков 186 и 184 через J-T-клапаны 190 и 188, соответственно, в первый фазоразделительный резервуар 114, в который также дросселируется первый LNG-поток, как было описано выше.
[0108] В варианте исполнения, показанном в Фигуре 1, вся холодопроизводительность для предварительного охлаждения сырьевого потока 100 природного газа и рециркуляционного газового потока 176 в первом теплообменнике-предохладителе 102, и вся холодопроизводительность для сжижения охлажденного сырьевого потока 104 природного газа и части 182 охлажденного рециркуляционного газового потока в первом теплообменнике-ожижителе 106, обеспечиваются метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в качестве газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле внутри замкнутого холодильного контура.
[0109] Изображенный замкнутый газорасширительный цикл включает две стадии расширения. Нагретый газообразный хладагент 103, который обычно находится при относительно низком давлении (таком, как между 10 и 20 бар (1-2 МПа)), сначала сжимается в компрессоре 105 для низконапорного хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или во вторичном охладителе 107 (обычно с использованием радиатора при температуре окружающей среды, такой как воздух или вода с температурой окружающей среды). Полученный сжатый поток 109 газообразного хладагента разветвляется на два потока 113 и 111, и которые затем дополнительно сжимаются в компрессорах 117 и 115 для высоконапорного хладагента, и образованные дополнительно сжатые потоки 121 и 119 газообразного хладагента затем опять объединяются (поток 123) и охлаждаются во вторичном охладителе 125 (опять же, как правило, с использованием радиатора при температуре окружающей среды). Полученный поток 127 охлажденного и сжатого газообразного хладагента затем разделяется на два потока 129 и 139.
[0110] Один из потоков 129 сжатого газообразного хладагента расширяется с производством работы в турбодетандере 131, который приводит в действие компрессор 115 для хладагента, для образования первого потока 137 холодного газообразного хладагента, который затем нагревается во втором теплообменнике-предохладителе 166, отдельно от потоков дроссельного газа и параллельно им.
[0111] Другой поток 139 сжатого газообразного хладагента дополнительно охлаждается во втором теплообменнике-предохладителе косвенным теплообменом с потоками дроссельного газа и первым потоком 137 холодного газообразного хладагента, с образованием дополнительно охлажденного сжатого потока 145 газообразного хладагента. Затем этот поток 145 расширяется с производством работы в турбодетандере 133, который приводит в действие компрессор 117 для хладагента, с образованием второго потока 135 холодного газообразного хладагента, который имеет более низкую температуру, чем первый поток 137 холодного газообразного хладагента. Второй поток 135 холодного газообразного хладагента затем нагревается в первом теплообменнике-ожижителе 106. Нагретый поток 141 газообразного хладагента, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, затем дополнительно нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 102, или же он может быть разделен так, что одна часть дополнительно нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 102, тогда как еще одна часть 143 объединяется с первым потоком 137 холодного газообразного хладагента, и дополнительно нагревается во втором теплообменнике-предохладителе 166.
[0112] Наконец, нагретые потоки 101 и 145 хладагента, выходящие из второго теплообменника-предохладителя 166 и первого теплообменника-предохладителя 102, объединяются и возвращаются в компрессор 105 для низконапорного хладагента для начала нового цикла.
[0113] Таким образом, в показанной в Фигуре 1 конфигурации вся холодопроизводительность для предварительного охлаждения сырьевого потока 100 природного газа и рециркуляционного газового потока 176 в первом теплообменнике-предохладителе 102, для сжижения охлажденного сырьевого потока 104 природного газа и для сжижения части 182 охлажденного рециркуляционного газового потока, как было отмечено выше, обеспечивается метановым или природно-газовым хладагентом в газорасширительном цикле. Холод для переохлаждения LNG получается мгновенным испарением LNG и отведением холода от дроссельных газов, причем дополнительный холод отводится от дроссельных газов, чтобы обеспечить холодопроизводительность для сжижения остального охлажденного рециркуляционного газа, и для охлаждения одной части сжатого метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в газорасширительном цикле. Относительные пропорции охлажденного рециркуляционного газового потока 178, направляемого в первый и второй теплообменники-ожижители 106 и 164, и подразделение метанового/природно-газового хладагента 141 между первым теплообменником-предохладителем 102 и вторым теплообменником-предохладителем 166, настраиваются и/или корректируются по необходимости, для создания наилучшего баланса и удовлетворения технических требований к холодопроизводительности каждого из указанных теплообменников.
[0114] В конфигурации, показанной в Фигуре 1, применение отдельного контура в первом теплообменнике-предохладителе 102 и первом и втором теплообменниках-ожижителях 106 и 164 для охлаждения и сжижения рециркуляционного газового потока 176 параллельно, но отдельно от сырьевого потока 100 природного газа, означает, что рециркуляционный газовый поток может быть охлажден и сжижен при ином давлении, нежели давление сырьевого потока природного газа, что повышает технологическую гибкость для проектирования и эксплуатации процесса. В дополнение, если в ситуации (например, вследствие неудовлетворительной работы систем предварительной обработки) исходный сырьевой газ содержит компоненты, которые могли бы замерзать в температурном диапазоне теплообменников, такие как вода, СО2, и/или тяжелые углеводороды, эти компоненты содержались бы только в трубах контуров высокого давления в предохладителе и первых теплообменниках-ожижителях 102 и 106, которые, как было отмечено выше, предпочтительно представляют собой спиральные теплообменники катушечного типа, которые тем самым обеспечивают дополнительную защиту от утечки.
[0115] В изображенных в Фигуре 1 способе и системе могут быть сделаны разнообразные модификации, как иллюстрированные в дополнительных вариантах исполнения, приведенных в Фигурах 3-10.
[0116] Вариант исполнения, показанный в Фигуре 3, отличается от приведенной в Фигуре 1 конфигурации тем, что второй теплообменник-ожижитель 264 и второй теплообменник-предохладитель 266 представляют собой секции единого пластинчато-ребристого теплообменного блока, причем второй теплообменник-ожижитель 264 размещается на холодном конце блока, и второй теплообменник-предохладитель 266 размещается на теплом конце блока. Кроме того, в этом варианте исполнения рециркуляционный газовый поток 176, 202 предварительно охлаждается во втором теплообменнике-предохладителе 266, но не в первом теплообменнике-предохладителе 102, и весь охлажденный рециркуляционный газовый поток сжижается во втором теплообменнике-ожижителе 264, что отличает его от части охлажденного рециркуляционного газового потока, который сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106, для образования единого сжиженного рециркуляционного газового потока 184, который затем расширяется и разделяется, как до этого, с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока 116.
[0117] Для соблюдения баланса и технических требований к конечной холодопроизводительности разнообразных теплообменников, в этом варианте исполнения также модифицирована конфигурация газового замкнутого холодильного контура и цикла таким образом, что в этом варианте исполнения второй холодный поток 135 газообразного хладагента разделяется так, что одна часть 201 этого потока затем направляется во второй теплообменник-ожижитель 264 и нагревается в нем, и затем объединяется с первым холодным потоком 137 газообразного хладагента и дополнительно нагревается во втором теплообменнике-предохладителе 266 (для удовлетворения технических требований относительно повышенной холодопроизводительности этих теплообменников в этом варианте исполнения). Остальное количество 203 второго холодного потока 135 газообразного хладагента направляется в первый теплообменник-ожижитель 106 и нагревается в нем, и затем дополнительно нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 102 (каковые теплообменники в этом варианте исполнения имеют пониженные технические требования в отношении холодопроизводительности).
[0118] Кроме того, как это показано в Фигуре 3, первоначально образованный рециркуляционный газовый поток 176, если желательно, может быть разделен с образованием двух рециркуляционных газовых потоков 202 и 200, один из которых (202) предварительно охлаждается и сжижается во втором теплообменнике-предохладителе 266 и втором теплообменнике-ожижителе 264 с образованием сжиженного рециркуляционного газового потока 184, как было отмечено выше, и другой (200) из которых вместо этого добавляется к сырьевому потоку 100 природного газа перед тем, как указанный поток 204 предварительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-предохладителе 102 и первом теплообменнике-ожижителе 106.
[0119] Этот вариант исполнения, подобно изображенному в Фигуре 1 варианту исполнения, имеет преимущество в том, что сырьевой поток природного газа охлаждается и сжижается только в первом теплообменнике-предохладителе 102 и первом теплообменнике-ожижителе 106, обеспечивая тем самым дополнительную защиту в ситуации, когда сырье содержит замерзающие компоненты. Эффективность этого варианта исполнения сравнима с вариантом исполнения, показанным в Фигуре 1.
[0120] В варианте исполнения, показанном в Фигуре 4, второй теплообменник-ожижитель 264 и второй теплообменник-предохладитель 266 опять же представляют собой секции единого пластинчато-ребристого теплообменного блока 267. Показанный в Фигуре 4 вариант исполнения также отличается от показанного в Фигуре 1 тем, что в нем используются только две стадии мгновенного испарения для дополнительного охлаждения LNG, и тем, что замкнутый газорасширительный цикл включает только одну стадию расширения, с газорасширительным циклом, обеспечивающим всю холодопроизводительность в первом теплообменнике-предохладителе 102 и первом теплообменнике-ожижителе 106, и потоки 118 и 140 первого и второго дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность во втором теплообменнике-предохладителе 266 и втором теплообменнике-ожижителе 264.
[0121] Таким образом, в этом варианте исполнения второй теплообменник-переохладитель, третий фазоразделительный резервуар и сопряженные J-T-клапаны уже больше не присутствуют или не используются, и третий LNG-поток 136, выходящий из второго фазоразделительного резервуара 134, не расширяется и не отделяется в форме потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, но вместо этого составляет LNG-продукт. Равным образом, поскольку поток третьего дроссельного газа больше не присутствует, поток 138 второго дроссельного газа представляет собой только поток, который нагревается в первом теплообменнике-переохладителе 124 и тем самым обеспечивает всю холодопроизводительность для указанного теплообменника.
[0122] В замкнутом газорасширительном цикле в этом варианте исполнения нагретый газообразный хладагент 103 опять сжимается в компрессоре 105 для низконапорного хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 107. Полученный поток 109 сжатого газообразного хладагента в этом случае не разветвляется, но вместо этого весь поток подвергается сжатию в компрессорах 117 для высоконапорного хладагента, то есть, в этом варианте исполнения только в компрессоре для высоконапорного хладагента. Полученный дополнительно сжатый поток 121 газообразного хладагента охлаждается во вторичном охладителе 125, и весь образованный охлажденный и сжатый поток 139 газообразного хладагента целиком затем дополнительно охлаждается в теплообменнике-предохладителе 102, параллельно сырьевому потоку 100 природного газа и отдельно от него, с образованием дополнительно охлажденного сжатого потока 345 газообразного хладагента. Этот поток 345 затем расширяется с производством работы в турбодетандере 133, который соединен с компрессором 117 для высоконапорного хладагента и приводит его в действие, для получения потока 135 холодного газообразного хладагента. Поток 135 холодного газообразного хладагента затем нагревается в первом теплообменнике-ожижителе 106, и образованный поток 141 нагретого газообразного хладагента, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, затем дополнительно нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 102. Наконец, поток 103 нагретого хладагента, выходящий из первого теплообменника-предохладителя 102, возвращается в компрессор 105 для низконапорного хладагента для начала нового цикла.
[0123] Для соблюдения баланса технических требований к конечной холодопроизводительности между первым и вторым теплообменниками-предохладителями 102 и 266, и первым и вторым теплообменниками-ожижителями 106 и 264, в показанном в Фигуре 4 варианте исполнения рециркуляционный газовый поток 176, который создается многоступенчатым компрессором 174, подразделяется с образованием двух рециркуляционных газовых потоков 202 и 200. Один рециркуляционный газовый поток 200 добавляется в сырьевой поток 100 природного газа перед тем, как указанный поток 204 предварительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-предохладителе 102 и первом теплообменнике-ожижителе 106. Другой рециркуляционный газовый поток 202 предварительно охлаждается во втором теплообменнике-предохладителе 266 и затем дополнительно подразделяется с образованием двух рециркуляционных газовых потоков. Один из указанных рециркуляционных газовых потоков затем дополнительно охлаждается и сжижается во втором теплообменнике-ожижителе 264 с образованием сжиженного рециркуляционного газового потока 184, который затем расширяется и разделяется (как в варианте исполнения, показанном в Фигуре 1) для образования дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока 116. Другой из указанных рециркуляционных газовых потоков 390 объединяется с охлажденным потоком 104 природного газа, выходящим из первого теплообменника-предохладителя 102, перед тем, как указанный поток 104 природного газа дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106.
[0124] Вариант исполнения, изображенный в Фигуре 4, не столь эффективен, как изображенные в Фигурах 1 и 2 варианты исполнения, но обеспечивает более простое осуществление изобретения, требующее меньшего оборудования и поэтому связанное с меньшими капитальными затратами.
[0125] Фигура 5 иллюстрирует одну возможную конфигурацию для варианта исполнения, в котором применяется дистилляционная колонна для обеспечения отделения азота и/или прочих легких компонентов от рециркуляционного газа.
[0126] В варианте исполнения, показанном в Фигуре 5, используется замкнутый газорасширительный цикл, включающий две стадии расширения, как в варианте исполнения согласно Фигуре 1. Однако в этом варианте исполнения замкнутый газорасширительный цикл обеспечивает холодопроизводительность только для первого теплообменника-предохладителя 102 и первого теплообменника-ожижителя 106, и охлаждение сжатого потока 139 газообразного хладагента происходит в первом теплообменнике-предохладителе 102, но не во втором теплообменнике-предохладителе. Поэтому, по сравнению с вариантом исполнения согласно Фигуре 1, в этом варианте исполнения холодный поток 137 газообразного хладагента из турбодетандера 131 направляется в первый теплообменник-предохладитель 102 и нагревается в нем, но не во втором теплообменнике-предохладителе, и нагретый поток газообразного хладагента, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, целиком направляется в первый теплообменник-предохладитель 102 и дополнительно нагревается в нем.
[0127] Подобно варианту исполнения, показанному в Фигуре 4, вариант исполнения в Фигуре 5 предусматривает применение только двух стадий конечного мгновенного испарения для переохлаждения LNG, и тем самым в этом варианте исполнения нет потока третьего дроссельного газа, и третий LNG-поток 136 составляет LNG-продукт. Так же, как в варианте исполнения, показанном в Фигуре 4, в этом варианте исполнения потоки 118 и 140 первого и второго дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность во втором теплообменнике-предохладителе 266 и во втором теплообменнике-ожижителе 264.
[0128] В варианте исполнения, показанном в Фигуре 5, рециркуляционный газовый поток 176, образованный многоступенчатым компрессором 174, подразделяется с образованием двух рециркуляционных газовых потоков 202 и 400. Рециркуляционный газовый поток 400 охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102 с образованием охлажденного рециркуляционного газового потока 178. Рециркуляционный газовый поток 202 предварительно охлаждается во втором теплообменнике-предохладителе 266 и затем дополнительно подразделяется с образованием трех рециркуляционных газовых потоков. Затем один из указанных рециркуляционных газовых потоков дополнительно охлаждается и сжижается во втором теплообменнике-ожижителе 264 с образованием сжиженного рециркуляционного газового потока 184. Еще один из указанных рециркуляционных газовых потоков 390, 402 объединяется с охлажденным рециркуляционным газовым потоком 178, выходящим из первого теплообменника-предохладителя 102, и этот объединенный рециркуляционный газовый поток затем дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106 с образованием еще одного сжиженного рециркуляционного газового потока 186. Другой из указанных рециркуляционных газовых потоков 404 используется как источник отпарного газа, как будет дополнительно описано ниже.
[0129] Сжиженные рециркуляционные газовые потоки 184 и 186 расширяются и частично испаряются, например, будучи пропущенными через J-T-клапаны 418 и 416, и вводятся на верх дистилляционной колонны 410. Другой рециркуляционный газовый поток 404 расширяется и вводится в кубовую секцию дистилляционной колонны 410, тем самым подводя в колонну отпарной газ. На верху колонны собирается головной паровой погон, который обогащен (относительно рециркуляционного газа, вводимого в дистилляционную колонну) азотом и/или любыми другими компонентами рециркуляционного газа, которые являются более легкими, чем метан, выводится с верха колонны как обогащенный азотом (и/или другим легким компонентом) поток 420, который затем может быть выведен из системы (например, для сжигания в факеле в атмосфере), или направлен на использование для любой желательной цели. Кубовая жидкость, собранная на дне колонны, которая обеднена (относительно рециркуляционного газа, вводимого в дистилляционную колонну) азотом и/или любыми другими компонентами рециркуляционного газа, которые являются более легкими, чем метан, выводится из кубовой секции колонны как обедненный азотом (и/или другим легким компонентом) поток 412. Этот поток 412 кубовой жидкости затем расширяется и разделяется для получения дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока дроссельного газа и второго LNG-потока. Например, как показано в Фигуре 5, поток 412 кубовой жидкости может быть подвергнут расширению дросселированием потока через J-T-клапан 414 в первый фазоразделительный резервуар 114, в который также дросселируется первый LNG-поток 108, как было описано выше.
[0130] Как было отмечено выше, назначение дистилляционной колонны состоит в удалении азота (и/или других легких компонентов) из рециркуляционного(-ных) газового(-ых) потока(-ов), чтобы предотвратить накопление этих легких компонентов в LNG-продукте. Давление в дистилляционной колонне оптимизируют для достижения наилучшей производительности. Поскольку рециркуляционные потоки дроссельного газа будут содержать большинство азота (и/или любых прочих легких компонентов), присутствующих в сырьевом потоке природного газа, наличие специализированного контура для повторного сжижения рециркуляционных газовых потоков гарантирует, что азот, и также любые другие легкие компоненты (такие как Н2, Не, и/или Ar), присутствующие в сырьевом природном газе, могут быть удалены рационально и эффективно.
[0131] Вариант исполнения, показанный в Фигуре 6, отличается от показанного в Фигуре 1 варианта исполнения тем, что вместо наличия второго теплообменника-ожижителя и второго теплообменника-предохладителя, которые принимают потоки дроссельного газа и отводят от них холод, первый теплообменник-предохладитель 502 и первый теплообменник-ожижитель 506 предназначены для принятия также потоков дроссельного газа и отведения от них холода. В дополнение, Фигура 6 иллюстрирует применение незамкнутого холодильного контура, с использованием обработанного природно-газового хладагента, циркулирующего в виде газообразного хладагента в незамкнутом газорасширительном цикле, для обеспечения холодопроизводительности первого теплообменника-предохладителя и первого теплообменника-ожижителя. В варианте исполнения, изображенном в Фигуре 6, первый теплообменник-предохладитель 502 и первый теплообменник-ожижитель 506 представляют собой пластинчато-ребристые теплообменники, но опять же может быть использован теплообменник любого подходящего типа.
[0132] Таким образом, в варианте исполнения, показанном в Фигуре 6, холод извлекается из потока 118 первого дроссельного газа и из потоков 140 и 162 второго и третьего дроссельного газа, выходящих из первого теплообменника-переохладителя 124, нагреванием указанных потоков в первом теплообменнике-ожижителе 506 и первом теплообменнике-предохладителе 502. Нагретые потоки 172, 170 и 168 первого, второго и третьего дроссельного газа, выходящие из первого теплообменника-предохладителя 502, затем объединяются и подвергаются сжатию в многоступенчатом компрессоре 174 с образованием рециркуляционного газового потока 176. Затем рециркуляционный газовый поток 176 охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102 с образованием охлажденного рециркуляционного газового потока 178, и охлажденный рециркуляционный газовый поток 178 дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106 для получения сжиженного рециркуляционного газового потока 184. Сжиженный рециркуляционный газовый поток 184 затем расширяется для дополнительного охлаждения и частичного испарения потока, и полученные паровая и жидкостная фазы разделяются с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока 116 (как было описано выше в отношении Фигуры 1).
[0133] Обработанный поток 100 природного газа вводится в незамкнутый холодильный контур в виде комбинации как сырьевого природного газа, так и пополнения хладагента. Поток 100 природного газа может быть введен в контур выше по потоку относительно компрессора 105 для низконапорного хладагента, в каковом случае поток 100 природного газа объединяется с теплым хладагентом 503, выходящим из теплообменника-предохладителя 502, и объединенный поток затем сжимается в компрессоре 105 для низконапорного хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 107, с образованием сжатого и охлажденного объединенного потока 509 газообразного хладагента и сырьевого природного газа. В альтернативном варианте, поток 100 природного газа может быть введен в контур ниже по потоку относительно компрессора 105 для низконапорного хладагента, в каковом случае нагретый хладагент 503, выходящий из теплообменника-предохладителя 502, сжимается в компрессоре 105 для низконапорного хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 107, с образованием сжатого и охлажденного потока газообразного хладагента, который затем объединяется с потоком 100 природного газа с образованием сжатого и охлажденного объединенного потока 509 газообразного хладагента и сырьевого природного газа.
[0134] Затем сжатый и охлажденный объединенный поток 509 разветвляется на два потока 513 и 511, которые затем дополнительно сжимаются в компрессорах 117 и 115 для высоконапорного хладагента, и полученные дополнительно сжатые потоки 521 и 519 затем повторно объединяются (в поток 523) и охлаждаются во вторичном охладителе 125. Образованный охлажденный и сжатый объединенный поток 527 газообразного хладагента и сырьевого природного газа затем подразделяется на два потока 529 и 539.
[0135] Поток 529 расширяется с производством работы в турбодетандере 131 с образованием первого холодного потока 537 газообразного хладагента, который затем нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 502, отдельно от потоков дроссельного газа и параллельно им.
[0136] Поток 539 дополнительно охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 502 косвенным теплообменом с потоками дроссельного газа и первым холодным потоком 537 газообразного хладагента с образованием дополнительно охлажденного и сжатого газового потока 550. Этот поток 550 подразделяется с образованием отдельного потока 545 хладагента и потока 541 сырьевого природного газа. Сырьевой поток 541 природного газа (теперь охлажденный) дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 506 с образованием первого LNG-потока 108, который затем подвергается дополнительной обработке, как описано в Фигуре 1. Охлажденный поток 545 газообразного хладагента расширяется с производством работы в турбодетандере 133 с образованием второго холодного потока 535 газообразного хладагента. Этот поток 535 затем нагревается в первом теплообменнике-ожижителе 506, отдельно от дроссельного газа и параллельно ему. Нагретый поток 541 газообразного хладагента, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, объединяется с холодным потоком 537 хладагента и дополнительно нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 502.
[0137] Наконец, нагретый поток 503 хладагента, выходящий из первого теплообменника-предохладителя 502, возвращается в компрессор 105 для низконапорного хладагента для начала нового цикла.
[0138] Фигура 7 иллюстрирует дополнительный вариант осуществления изобретения, в котором опять отсутствуют второй теплообменник-предохладитель и второй теплообменник-ожижитель. В этом варианте исполнения холод не отбирается ни от потока 118 первого дроссельного газа в теплообменнике, ни дополнительный холод от уже частично нагретых потоков 140 и 162 второго и третьего дроссельного газа, выходящих из первого теплообменника-переохладителя 124. Вместо этого, эти потоки дроссельного газа подаются и сжимаются в холодном состоянии непосредственно в компрессоре 674, который в этом случае не требует применения межстадийных и вторичного охладителей для формирования рециркуляционного газового потока 176. Затем рециркуляционный газовый поток 176 охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе и дополнительно охлаждается и сжижается в первом теплообменнике-ожижителе 106, параллельно сырьевому потоку природного газа и отдельно от него, для образования сжиженного рециркуляционного потока 186, который затем расширяется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока, как обсуждалось ранее. Действие замкнутого газорасширительного цикла в этом варианте исполнения является таким же, как было описано выше в отношении Фигуры 5.
[0139] Фигура 8 показывает еще один вариант осуществления настоящего изобретения, который отличается от изображенного в Фигуре 1 варианта исполнения тем, что в этом варианте исполнения первый и второй теплообменники-переохладители 124 и 144 используются не для переохлаждения части или всего второго и третьего LNG-потоков 116 и 136, но вместо этого применяются для переохлаждения первого 812 и второго 804 добавочных LNG-потоков.
[0140] Более конкретно, в этом варианте исполнения первый фазоразделительный резервуар 114 опять же принимает расширенный и частично испаренный первый LNG-поток и расширенные и частично испаренные сжиженные рециркуляционные газовые потоки, и разделяет образованные паровую и жидкостную фазы с образованием потока 118 первого дроссельного газа и второго LNG-потока 116. Однако в этом варианте исполнения весь второй LNG-поток 116 расширяется и частично испаряется, например, при дросселировании через J-T-клапан 130, и направляется во второй фазоразделительный резервуар 134 без первоначального переохлаждения любой части потока в первом теплообменнике-переохладителе. Подобным образом, весь третий LNG-поток 116 расширяется и частично испаряется, например, при дросселировании через J-T-клапан 150, и направляется в третий фазоразделительный резервуар 154 без первоначального переохлаждения любой части потока во втором теплообменнике-переохладителе.
[0141] Первый и второй теплообменники-переохладители 124 и 144 по-прежнему принимают потоки 138 и 158 второго и третьего дроссельного газа и отбирают от них холод, как обсуждалось выше в отношении Фигуры 1. Однако в этом варианте исполнения первый теплообменник-переохладитель 124 производит переохлаждение первого добавочного LNG-потока 812. Полученный переохлажденный первый добавочный LNG-поток 802 в этом варианте исполнения затем подразделяется на две части. Первая часть, поток 803, расширяется, частично испаряется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 138 второго дроссельного газа и третьего LNG-потока 136, что может быть достигнуто, например, дросселированием указанной части 803 переохлажденного первого добавочного LNG-потока через J-T-клапан 828 во второй фазоразделительный резервуар 134. Другая часть 802 переохлажденного первого добавочного LNG-потока образует второй добавочный LNG-поток 804, который затем подвергается переохлаждению во втором теплообменнике-переохладителе 144. Полученный переохлажденный второй добавочный LNG-поток 805 затем расширяется, частично испаряется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования, соответственно, потока 158 третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока 156, что может быть достигнуто, например, дросселированием переохлажденного второго добавочного LNG-потока 805 через J-T-клапан 848 в третий фазоразделительный резервуар 154.
[0142] Первый добавочный LNG-поток 812 в этом варианте исполнения может иметь происхождение из многообразных источников. Например, первый добавочный LNG-поток 812 может включать поток 801 сжиженного рециркуляционного газа, образованный из части (или всего) сжиженного рециркуляционного газа 184, генерированного вторым теплообменником-ожижителем 164 (как показано в Фигуре 8), или из части или всего сжиженного рециркуляционного газа 186, образованного первым теплообменником-ожижителем (не показан), с остальным количеством из указанных сжиженных рециркуляционных газовых потоков, расширенных и направленных в первый фазоразделитель 114, как было описано ранее. Альтернативно или дополнительно, первый добавочный LNG-поток 812 может включать часть 811 LNG-потока 108, который образован первым теплообменником-ожижителем при сжижении сырьевого потока природного газа, с остальным количеством из указанного LNG-потока 108, образующего первый LNG-поток, который затем расширяется и направляется в первый фазоразделитель 114, как было описано ранее.
[0143] Фигуры 9 и 10 иллюстрируют еще дополнительные варианты осуществления изобретения, которые отличаются от предшествующих вариантов исполнения подходом в отношении подачи хладагента для первого теплообменника-предохладителя 102 (причем все прочие аспекты этих вариантов исполнения являются такими же, как для варианта исполнения, показанного в Фигуре 5 и описанного выше). Более конкретно, в этих обоих вариантах исполнения холодопроизводительность для первого теплообменника-предохладителя 102 обеспечивается замкнутым холодильным контуром, в котором этиленовый (или этановый) хладагент циркулирует в виде газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле. В свою очередь, газорасширительный цикл на основе газообразного метана или природного газа используется только для обеспечения холодопроизводительности для первого теплообменника-ожижителя 106.
[0144] Более конкретно, в варианте исполнения, показанном в Фигуре 9, теплый газообразный этиленовый хладагент 903, выходящий из первого теплообменника-предохладителя 102, сжимается в компрессоре 905 для низконапорного этиленового хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 907. Сжатый этиленовый хладагент дополнительно сжимается в компрессоре 915 для высоконапорного этиленового хладагента, охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 927, и затем расширяется с производством работы в турбодетандере 931, который приводит в действие компрессор 915 для высоконапорного этиленового хладагента, для получения потока 937 холодного газообразного этиленового хладагента. Затем поток 937 холодного газообразного этиленового хладагента нагревается в первом теплообменнике-предохладителе 102 для обеспечения холодопроизводительности указанного теплообменника. Нагретый газообразный этиленовый хладагент 903, выходящий из первого теплообменника-предохладителя 102, затем возвращается в компрессор 905 низкого давления для повторного начала этиленового газорасширительного цикла.
[0145] Теплый хладагент 704 из газообразного метана или природного газа, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, сжимается в компрессоре 705 для низконапорного метанового/природно-газового хладагента, и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 707. Образованный поток 713 сжатого хладагента затем дополнительно сжимается в компрессоре 717 для высоконапорного метанового/природно-газового хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 727, и полученный поток 739 охлажденного и сжатого газообразного хладагента затем дополнительно охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102 параллельно сырьевому потоку 100 природного газа и отдельно от него. Поток 745 холодного газообразного хладагента, выходящий из теплообменника-предохладителя 102, затем расширяется с производством работы в турбодетандере 733, который приводит в действие компрессор 717 для высоконапорного метанового/природно-газового хладагента, с образованием дополнительно охлажденного потока 735 газообразного хладагента, который затем нагревается в первом теплообменнике-ожижителе 106 с обеспечением холодопроизводительности указанного теплообменника. Нагретый хладагент 704 из газообразного метана или природного газа, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, затем возвращается в компрессор 705 для низконапорного метанового/природно-газового хладагента, для начала повторного газорасширительного цикла на основе газообразного метана или природного газа.
[0146] В варианте исполнения, показанном в Фигуре 10, работа этиленового газорасширительного цикла является такой же, как изображено в Фигуре 9 и описано выше. Однако газорасширительный цикл на основе газообразного метана или природного газа отличается от изображенного в Фигуре 9 тем, что в этом варианте исполнения газообразный метановый/природно-газовый хладагент не охлаждается в первом теплообменнике-предохладителе 102.
[0147] Более конкретно, в варианте исполнения, показанном в Фигуре 10, нагретый газообразный метановый или природно-газовый хладагент 754, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, дополнительно нагревается в экономайзере-теплообменнике 791 с образованием потока 759 нагретого газообразного хладагента, который затем сжимается в компрессоре 755 для низконапорного метанового/природно-газового хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 757. Полученный поток 763 сжатого хладагента затем дополнительно сжимается в компрессоре 767 для высоконапорного метанового/природно-газового хладагента и охлаждается в сопряженных межстадийных охладителях (не показаны) и/или вторичном охладителе 777. Образованный поток 789 охлажденного и сжатого газообразного хладагента затем дополнительно охлаждается в экономайзере-теплообменнике 791. Поток 795 холодного газообразного хладагента, выходящий из экономайзера-теплообменника 791, затем расширяется с производством работы в турбодетандере 783, который приводит в действие компрессор 767 для высоконапорного метанового/природно-газового хладагента, для получения потока 787 дополнительно охлажденного газообразного хладагента, который затем нагревается в первом теплообменнике-ожижителе 106 с обеспечением холодопроизводительности указанного теплообменника. Нагретый метановый или природно-газовый газообразный хладагент, выходящий из первого теплообменника-ожижителя 106, затем возвращается в экономайзер-теплообменник 791 для начала повторного цикла.
ПРИМЕР
[0148] Чтобы проиллюстрировать действие изобретения, способ сжижения сырьевого потока природного газа, описанный и изображенный в Фигуре 1, был смоделирован с использованием пакета программ ASPEN Plus. Моделирование было проведено на основе сырьевого потока природного газа, который содержал 100% метана, и газообразного хладагента, который включал также 100% метана.
[0149] Таблица 1 ниже перечисляет условия и составы разнообразных потоков во время моделирования (кодовые номера позиций, использованные в Таблице 1, являются такими же, как применяемые в Фигуре 1). В этом моделировании общая удельная мощность процесса минимизирована путем регулирования параметров, таких как давление на каждой стадии мгновенного испарения, температура на выходе каждого теплообменника, отношение деления каждого потока, который разветвляется или разделяется, и давление на выходе каждого теплообменника, как это известно в технологии.
[0150] Таблица 2 показывает сравнение между способом согласно Фигуре 1, смоделированным, как описано выше, и прототипным трех-компандерным азотным циркуляционным процессом, где значение «UA» равно общему требуемому коэффициенту теплопередачи, умноженному на площадь контакта. Сравнение было проведено с использованием одинаковых условий сырьевого газа. Как можно видеть из Таблицы 2, способ согласно настоящему изобретению обеспечивает более высокую производительность и потребляет меньше энергии, чем традиционный азотный циркуляционный процесс.
[0151] Фигура 2 показывает кривые охлаждения для первого теплообменника-предохладителя 102 и первого теплообменника-ожижителя 106.
Таблица 1
Поток 100 104 108 116 118 120 122 126
Температура (°F) 78,8 -47,0 -153,1 -182,5 -182,5 -182,5 -182,5 -219,6
Давление (psia) 993,5 943,5 923,5 180,1 180,1 180,1 180,1 176,1
Паровая фракция 1,0 1,0 0,0 0 1,0 0,0 0,0 0,0
Общий расход потока (фунт-моль/час) 4750,1 4750,1 4750,1 6701,4 1199,1 5655,1 1046,2 1046,2
Поток 136 138 140 146 156 158 194 196
Температура (°F) -222,9 -222,9 -222,9 -250,5 -254,2 -254,2 -256,6 -256,6
Давление (psia) 58,5 58,5 58,5 54,5 18,0 18,0 16,1 16,1
Паровая фракция 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 1,0 1,0 0,0
Общий расход потока (фунт-моль/час) 5624,1 1077,3 5217,2 406,9 4750,1 648,3 225,8 4750,1
Поток 168 170 172 176 180 182 184 186
Температура (°F) 72,8 72,8 72,8 78,7 -47,0 -47,0 -182,5 -153,1
Давление (psia) 14,5 56,0 178,1 958,4 908,4 908,4 906,4 858,4
Паровая фракция 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,0 0,0
Общий расход потока (фунт-моль/час) 648,3 1077,3 1199,1 3150,4 979,5 2170,9 979,5 2170,9
Поток 103 109 127 129 137 145 135 143
Температура (°F) 72,6 78,8 78,8 78,8 -54,6 -47,0 -157,1 -59,3
Давление (psia) 264,3 552,2 894,2 894,2 270,3 892,2 276,3 270,3
Паровая фракция 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Общий расход потока (фунт-моль/час) 30304 30304 30304 11247 11247 19057 19057 9495
Таблица 2
Настоящее изобретение 3-компандерный азотный циркуляционный процесс
Относительная удельная мощность 0,93 1
Относительное UA 0,93 1
[0152] Будет понятно, что изобретение не ограничивается подробностями, описанными выше в отношении предпочтительных вариантов осуществления, но что многообразные модификации и вариации могут быть сделаны без выхода за пределы смысла или области изобретения, как определенного в нижеследующей патентной формуле.

Claims (43)

1. Способ сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем способ включает стадии, на которых:
(а) сжижают сырьевой поток природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, для получения первого LNG-потока;
(b) расширяют первый LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного первого LNG-потока и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
(с) расширяют второй LNG-поток для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного второго LNG-потока и разделяют образованные паровую и жидкостную фазы для образования потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
(d) утилизируют холод потока второго дроссельного газа с использованием указанного потока второго дроссельного газа для переохлаждения косвенным теплообменом
первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяют и разделяют для получения дополнительного пара и жидкости для формирования соответственно потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
2. Способ по п.1, причем способ дополнительно включает:
(е) расширение третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения третьего LNG-потока и разделение образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
(f) утилизацию холода потока третьего дроссельного газа с использованием третьего дроссельного газа для переохлаждения косвенным теплообменом
второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, по меньшей мере часть которого затем расширяется и разделяется с образованием дополнительных пара и жидкости для формирования соответственно потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
3. Способ по п.2, в котором стадия (d) включает переохлаждение первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа и потоком третьего дроссельного газа.
4. Способ по п.1, причем способ дополнительно включает рециркуляцию по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа путем:
сжатия указанной по меньшей мере части потока(ов) дроссельного газа для формирования одного или более рециркуляционных газовых потоков и
сжижения одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков для получения одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
5. Способ по п.4, в котором рециркуляционный(ные) газовый(ые) поток(ки) сжижают: косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом, циркулирующим в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле и/или косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа.
6. Способ по п.5, в котором метановый или природно-газовый хладагент и/или по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивают всю холодопроизводительность для сжижения рециркуляционного(ных) газового(ых) потока(ков).
7. Способ по п.4, причем способ дополнительно включает расширение и разделение одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков для получения дополнительных пара и жидкости для формирования соответственно потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока.
8. Способ по п.4, в котором стадия (d) включает переохлаждение, расширение и разделение первого добавочного LNG-потока в соответствии со стадией (d)(ii) и в котором первый добавочный LNG-поток включает один или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
9. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть метанового или природно-газового хладагента, циркулирующего в виде газообразного хладагента в газорасширительном цикле, охлаждают перед расширением с образованием холодного газообразного хладагента, который используется в стадии (а) для сжижения сырьевого потока природного газа, косвенным теплообменом по меньшей мере с частью одного или более потоков дроссельного газа.
10. Способ по п.1, в котором обеспечивают циркуляцию метанового или природно-газового хладагента в виде газообразного хладагента в замкнутом газорасширительном цикле.
11. Система сжижения сырьевого потока природного газа для получения сжиженного природного газа (LNG) в качестве продукта, причем система включает:
первый теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия сырьевого потока природного газа и метанового или природно-газового хладагента и для сжижения сырьевого потока природного газа косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом для получения первого LNG-потока;
холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента в качестве газообразного хладагента в газорасширительном цикле, причем холодильный контур соединен с первым теплообменником-ожижителем так, чтобы пропускать циркулирующий газообразный хладагент через первый теплообменник-ожижитель;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия первого LNG-потока, расширения первого LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока первого дроссельного газа и второго LNG-потока;
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия второго LNG-потока, расширения второго LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока, причем LNG-продукт включает третий LNG-поток или его часть; и
первый теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и утилизации его холода, причем первый теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, первого добавочного LNG-потока до того, как по меньшей мере часть указанного потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части первого добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования соответственно потока второго дроссельного газа и третьего LNG-потока.
12. Система по п.11, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнен с возможностью принятия потока второго дроссельного газа и по меньшей мере части второго LNG-потока и для переохлаждения указанной по меньшей мере части второго LNG-потока косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа перед поступлением указанного второго LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
13. Система по п.11, в которой первый теплообменник-ожижитель размещается так, что при работе принимаемый им хладагент представляет собой либо только метановый или природно-газовый хладагент, либо метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа, чтобы при работе указанный метановый или природно-газовый хладагент или метановый или природно-газовый хладагент и по меньшей мере часть одного или более потоков дроссельного газа обеспечивали всю холодопроизводительность для сжижения сырьевого потока природного газа.
14. Система по п.11, причем система дополнительно включает:
устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью принятия третьего LNG-потока, расширения третьего LNG-потока для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока и разделения образованных паровой и жидкостной фаз для получения потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока, причем LNG-продукт включает четвертый LNG-поток или его часть; и
второй теплообменник-переохладитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и утилизации его холода, причем второй теплообменник-переохладитель дополнительно является размещенным и выполненным с возможностью:
принятия и переохлаждения, косвенным теплообменом с потоком второго дроссельного газа, второго добавочного LNG-потока, образованного из переохлажденной части первого добавочного LNG-потока, до того, как по меньшей мере часть указанного второго добавочного LNG-потока поступает в устройство для снижения давления и фазоразделительный резервуар, размещенные и выполненные с возможностью расширения и разделения указанной по меньшей мере части второго добавочного LNG-потока, чтобы получить дополнительные пар и жидкость для формирования соответственно потока третьего дроссельного газа и четвертого LNG-потока.
15. Система по п.14, в которой второй теплообменник-переохладитель размещается и выполнен с возможностью принятия потока третьего дроссельного газа и по меньшей мере части третьего LNG-потока и для переохлаждения указанной по меньшей мере части третьего LNG-потока косвенным теплообменом с потоком третьего дроссельного газа, перед поступлением указанного третьего LNG-потока в устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью расширения указанного потока.
16. Система по п.14, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и действует также для принятия потока третьего дроссельного газа и для переохлаждения указанной по меньшей мере части второго LNG-потока и/или первого добавочного LNG-потока косвенным теплообменом как с потоком второго дроссельного газа, так и с потоком третьего дроссельного газа.
17. Система по п.11, причем система дополнительно включает один или многие компрессоры, размещенные и выполненные с возможностью принятия и сжатия по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа для формирования одного или более рециркуляционных газовых потоков.
18. Система по п.17, причем система дополнительно включает второй теплообменник-ожижитель, размещенный и выполненный с возможностью принятия одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков, для принятия метанового или природно-газового хладагента, и/или по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа и для сжижения указанного(ных) рециркуляционного(ых) газового(ых) потока(ов) косвенным теплообменом с указанным метановым или природно-газовым хладагентом и/или указанным дроссельным газом; и/или причем первый теплообменник-ожижитель размещен и выполнен с возможностью принятия одного или более из указанных одного или более рециркуляционных газовых потоков и для сжижения указанного(ных) потока(ов) косвенным теплообменом с метановым или природно-газовым хладагентом.
19. Система по п.18, причем система дополнительно включает одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, для охлаждения и частичного испарения указанного(ных) потока(ов) и для подачи указанного(ных) расширенного(ных) рециркуляционного(ых) газового(ых) потока(ов) в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
20. Система по п.18, причем система дополнительно включает: одно или многие устройства для снижения давления, размещенные и выполненные с возможностью принятия и расширения одного или более из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных газовых потоков, чтобы дополнительно охлаждать и частично испарять указанный(ные) поток(ки); дистилляционную колонну, размещенную и выполненную с возможностью принятия указанного(ных) расширенного(ных) рециркуляционного(ых) газового(ых) потока(ов) и разделения указанного(ных) потока(ков) на обогащенный азотом головной паровой погон и обедненную азотом кубовую жидкость; и устройство для снижения давления, размещенное и выполненное с возможностью принятия и расширения потока обедненной азотом кубовой жидкости, выведенной из дистилляционной колонны, для дополнительного охлаждения и частичного испарения указанного потока и для подачи указанного расширенного потока кубовой жидкости в фазоразделительный резервуар, который принимает и разделяет расширенный первый LNG-поток.
21. Система по п.18, в которой первый теплообменник-переохладитель размещается и выполнен с возможностью принятия и переохлаждения первого добавочного LNG-потока, и причем первый добавочный LNG-поток включает один или многие из указанных одного или более сжиженных рециркуляционных потоков.
22. Система по п.17, в которой один или многие компрессоры, которые размещены и выполнены с возможностью сжатия по меньшей мере части одного или более потоков дроссельного газа, кроме того, размещены и выполнены с возможностью введения одного или более из одного или более рециркуляционных газовых потоков в сырьевой поток природного газа перед поступлением сырьевого потока природного газа в первый теплообменник-ожижитель.
23. Система по п.11, в которой холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента, представляет собой замкнутый контур.
24. Система по п.11, в которой холодильный контур, размещенный и выполненный с возможностью циркуляции метанового или природно-газового хладагента, представляет собой незамкнутый контур.
RU2016114530A 2015-04-24 2016-04-15 Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа RU2752223C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/695,521 US9863697B2 (en) 2015-04-24 2015-04-24 Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
US14/695,521 2015-04-24

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016114530A RU2016114530A (ru) 2017-10-20
RU2016114530A3 RU2016114530A3 (ru) 2019-10-18
RU2752223C2 true RU2752223C2 (ru) 2021-07-23

Family

ID=56119271

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016114530A RU2752223C2 (ru) 2015-04-24 2016-04-15 Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9863697B2 (ru)
EP (1) EP3118548B1 (ru)
KR (1) KR101827100B1 (ru)
CN (2) CN106066116B (ru)
AU (1) AU2016202430B2 (ru)
BR (1) BR102016008821B1 (ru)
CA (1) CA2927347C (ru)
MA (1) MA38978B1 (ru)
MY (1) MY175659A (ru)
PE (1) PE20161411A1 (ru)
RU (1) RU2752223C2 (ru)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
US20170059241A1 (en) * 2015-08-27 2017-03-02 GE Oil & Gas, Inc. Gas liquefaction system and methods
KR101876974B1 (ko) * 2016-09-29 2018-07-10 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
FR3057056B1 (fr) * 2016-10-03 2020-01-10 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Procede et appareil de recuperation d’argon dans une unite de separation d’un gaz de purge de synthese d’ammoniac
EP3339784A1 (de) * 2016-12-22 2018-06-27 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum betreiben einer anlage und anordnung mit einer anlage
US10627158B2 (en) * 2017-03-13 2020-04-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Coproduction of liquefied natural gas and electric power with refrigeration recovery
CN107166871A (zh) * 2017-06-01 2017-09-15 西安交通大学 采用双级混合制冷剂循环的液化天然气蒸发气再液化系统
US11262123B2 (en) 2017-12-15 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Process integration for natural gas liquid recovery
US11585608B2 (en) * 2018-02-05 2023-02-21 Emerson Climate Technologies, Inc. Climate-control system having thermal storage tank
US11149971B2 (en) 2018-02-23 2021-10-19 Emerson Climate Technologies, Inc. Climate-control system with thermal storage device
US10788261B2 (en) * 2018-04-27 2020-09-29 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for cooling a hydrocarbon stream using a gas phase refrigerant
US10866022B2 (en) 2018-04-27 2020-12-15 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for cooling a hydrocarbon stream using a gas phase refrigerant
US10982898B2 (en) * 2018-05-11 2021-04-20 Air Products And Chemicals, Inc. Modularized LNG separation device and flash gas heat exchanger
KR20240033112A (ko) 2018-06-01 2024-03-12 스틸헤드 엘엔지 (에이에스엘엔지) 엘티디. 액화 장치, 방법, 및 시스템
US11346583B2 (en) 2018-06-27 2022-05-31 Emerson Climate Technologies, Inc. Climate-control system having vapor-injection compressors
US11009291B2 (en) 2018-06-28 2021-05-18 Global Lng Services As Method for air cooled, large scale, floating LNG production with liquefaction gas as only refrigerant
US11221176B2 (en) * 2018-08-14 2022-01-11 Air Products And Chemicals, Inc. Natural gas liquefaction with integrated nitrogen removal
EP3841342A1 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
KR102183948B1 (ko) * 2019-04-26 2020-11-27 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 재액화 시스템 및 방법
AU2020311435B2 (en) * 2019-07-10 2023-01-19 Bechtel Energy, Inc. Systems and methods for improving the efficiency of combined cascade and multicomponent refrigeration systems
KR102033538B1 (ko) * 2019-08-27 2019-10-17 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 재액화 시스템 및 방법
KR102105071B1 (ko) * 2019-10-02 2020-04-27 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 재액화 시스템 및 방법
US11674749B2 (en) * 2020-03-13 2023-06-13 Air Products And Chemicals, Inc. LNG production with nitrogen removal
US20230003444A1 (en) * 2021-06-28 2023-01-05 Air Products And Chemicals, Inc. Producing LNG from Methane Containing Synthetic Gas
US20230272971A1 (en) * 2022-02-28 2023-08-31 Air Products And Chemicals, Inc, Single mixed refrigerant lng production process
US12025370B2 (en) 2022-10-14 2024-07-02 Air Products And Chemicals, Inc. Reverse Brayton LNG production process

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4225329A (en) * 1979-02-12 1980-09-30 Phillips Petroleum Company Natural gas liquefaction with nitrogen rejection stabilization
US20050217314A1 (en) * 2004-04-01 2005-10-06 Baudat Ned P Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
RU2300061C2 (ru) * 2002-08-12 2007-05-27 Конокофиллипс Компани Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота
EA008625B1 (ru) * 2002-11-01 2007-06-29 Конокофиллипс Компани Способ и система для предварительной обработки для сжижения природного газа
US20100263532A1 (en) * 2007-09-24 2010-10-21 Ifp Dry natural gas liquefaction method

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL235432A (ru) * 1958-01-29
GB1096697A (en) 1966-09-27 1967-12-29 Int Research & Dev Co Ltd Process for liquefying natural gas
US4778497A (en) 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
US4921514A (en) 1989-05-15 1990-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Mixed refrigerant/expander process for the recovery of C3+ hydrocarbons
JPH06299174A (ja) * 1992-07-24 1994-10-25 Chiyoda Corp 天然ガス液化プロセスに於けるプロパン系冷媒を用いた冷却装置
DZ2534A1 (fr) * 1997-06-20 2003-02-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel.
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
GB0120272D0 (en) 2001-08-21 2001-10-10 Gasconsult Ltd Improved process for liquefaction of natural gases
US6564578B1 (en) * 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
FR2841330B1 (fr) * 2002-06-21 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Liquefaction de gaz naturel avec recyclage de gaz naturel
US6658890B1 (en) 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
DE102006013686B3 (de) 2006-03-22 2007-10-11 Technikum Corporation Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas
US8464551B2 (en) 2008-11-18 2013-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction method and system
US9151537B2 (en) * 2008-12-19 2015-10-06 Kanfa Aragon As Method and system for producing liquefied natural gas (LNG)
GB2486036B (en) 2011-06-15 2012-11-07 Anthony Dwight Maunder Process for liquefaction of natural gas
CA2841624C (en) 2011-08-10 2019-09-03 Conocophillips Company Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4225329A (en) * 1979-02-12 1980-09-30 Phillips Petroleum Company Natural gas liquefaction with nitrogen rejection stabilization
RU2300061C2 (ru) * 2002-08-12 2007-05-27 Конокофиллипс Компани Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота
EA008625B1 (ru) * 2002-11-01 2007-06-29 Конокофиллипс Компани Способ и система для предварительной обработки для сжижения природного газа
US20050217314A1 (en) * 2004-04-01 2005-10-06 Baudat Ned P Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
US20100263532A1 (en) * 2007-09-24 2010-10-21 Ifp Dry natural gas liquefaction method

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016114530A3 (ru) 2019-10-18
PE20161411A1 (es) 2017-01-06
MA38978A1 (fr) 2017-12-29
CN205561414U (zh) 2016-09-07
EP3118548B1 (en) 2023-01-18
EP3118548A3 (en) 2017-05-03
MA38978B1 (fr) 2018-10-31
MY175659A (en) 2020-07-03
US20160313057A1 (en) 2016-10-27
CA2927347A1 (en) 2016-10-24
CA2927347C (en) 2018-06-26
CN106066116B (zh) 2020-01-17
BR102016008821A2 (pt) 2016-11-01
AU2016202430A1 (en) 2016-11-10
KR20160126909A (ko) 2016-11-02
BR102016008821B1 (pt) 2022-08-02
RU2016114530A (ru) 2017-10-20
AU2016202430B2 (en) 2017-07-20
US9863697B2 (en) 2018-01-09
KR101827100B1 (ko) 2018-02-07
EP3118548A2 (en) 2017-01-18
CN106066116A (zh) 2016-11-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2752223C2 (ru) Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа
RU2702829C2 (ru) Способ сжижения сырьевого потока природного газа и удаления из него азота и устройство (варианты) для его осуществления
US10767922B2 (en) Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using intermediate feed gas separation
CA2887150C (en) Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using dedicated reinjection circuit
AU2012299287B2 (en) Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
CA3101931C (en) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US10563913B2 (en) Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
JP2012514050A (ja) 炭化水素流から窒素を排除して燃料ガス流を提供する方法およびそのための装置
NO20191220A1 (en) Arctic Cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation
RU2743094C2 (ru) Улучшенный способ и система для охлаждения углеводородного потока с применением хладагента в газовой фазе