RU99103335A - INCREASING EFFICIENCY OF CASCADE OPEN CYCLE COOLING METHOD - Google Patents

INCREASING EFFICIENCY OF CASCADE OPEN CYCLE COOLING METHOD

Info

Publication number
RU99103335A
RU99103335A RU99103335/06A RU99103335A RU99103335A RU 99103335 A RU99103335 A RU 99103335A RU 99103335/06 A RU99103335/06 A RU 99103335/06A RU 99103335 A RU99103335 A RU 99103335A RU 99103335 A RU99103335 A RU 99103335A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
heat exchange
indirect heat
pressure
flow
gas
Prior art date
Application number
RU99103335/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2177127C2 (en
Inventor
Кларенс Гленн Хаусер
Джейм Яо
Дональд Ли Эндресс
Вилльям Рэймонд Лау
Original Assignee
Филлипс Петролеум Компани
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
Priority claimed from US08/683,282 external-priority patent/US5669234A/en
Application filed by Филлипс Петролеум Компани filed Critical Филлипс Петролеум Компани
Publication of RU99103335A publication Critical patent/RU99103335A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2177127C2 publication Critical patent/RU2177127C2/en

Links

Claims (29)

1. Способ сжижения потока газа под давлением, который содержит
(а) объединение потока газа под давлением и первого потока газа рециркулирования, как определено в этапе (j)
(в) охлаждение соответствующего этапу (а) потока до температуры, близкой к его температуре сжижения,
(с) объединение соответствующего этапу (в) потока и второго потока газа рециркуляции, как определено на этапе (j),
(d) охлаждение и, благодаря этому, конденсирование основной части соответствующего этапу (с) потока,
(е) прохождение соответствующего этапу (d) потока через по меньшей мере одно средство уменьшения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(f) разделение соответствующего этапу (е) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(g) прохождение соответствующего этапу (f) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена, создавая тем самым нагретый возвращаемый поток газа,
(h) сжатие нагретого обратного потока газа до давления, больше или равного давлению, сообщаемому соответствующему этапу (а) потоку газа под давлением, создавая тем самым обратный поток газа под давлением,
(i) охлаждение соответствующего этапу (h) обратного потока газа под давлением до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и
(j) дальнейшее охлаждение соответствующего этапу (i) обратного потока газа под давлением посредством прохождения через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующим этапу (g) средством косвенного теплообмена, в котором охлаждение содержит полное охлаждение сжатого обратного потока газа до первой температуры, разделение потока на первый поток газа рециркуляции и второй поток возвращаемого газа под давлением, и дополнительное охлаждение второго потока, создавая тем самым второй поток газа рециркуляции, имеющий температуру, ниже температуры первого потока газа рециркуляции, и в котором соответствующие этапу (g) потоки газа и поток этого этапа проходят через свои соответственные средства косвенного теплообмена обычно противоточным способом друг относительно друга.1. A method of liquefying a gas stream under pressure, which contains
(a) combining the pressure gas stream and the first recycle gas stream as determined in step (j)
(c) cooling the flow corresponding to step (a) to a temperature close to its liquefaction temperature,
(c) combining the flow corresponding to step (c) and a second recycle gas stream, as determined in step (j),
(d) cooling and, therefore, condensing the main part corresponding to step (c) of the stream,
(e) passing the flow corresponding to step (d) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(f) separating the two-phase flow corresponding to step (e) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(g) passing the return gas flow corresponding to step (f) through an indirect heat exchange means, thereby creating a heated return gas flow,
(h) compressing the heated reverse gas flow to a pressure greater than or equal to the pressure communicated to the corresponding step (a) the gas flow under pressure, thereby creating a reverse gas flow under pressure,
(i) cooling the pressure return gas corresponding to step (h) to a temperature close to ambient temperature, and
(j) further cooling the pressure return gas flow corresponding to step (i) by passing through an indirect heat transfer means that is in thermal contact with the corresponding step (g) indirect heat transfer means, wherein the cooling comprises completely cooling the compressed gas back flow to a first temperature separating the stream into a first recycle gas stream and a second pressure return gas stream, and further cooling the second stream, thereby creating a second recycle gas stream ulyatsii having a temperature below the temperature of the first stream of gas recirculation and wherein the respective steps (g) and the flow of gas streams of this stage pass through their respective indirect heat exchange means is typically a countercurrent manner relative to each other. 2. Способ по п. 1, в котором потоком газа под давлением является поток природного газа под давлением. 2. The method of claim 1, wherein the pressure gas stream is a pressure natural gas stream. 3. Способ по п. 1, в котором поток газа под давлением находится под давлением по меньшей мере 500 ф/д2 (344,7·104 Па).3. The method of claim. 1, wherein the pressurized gas stream is pressurized to at least 500 lb / d 2 (344.7 x 10 4 Pa). 4. Способ по п. 1, который содержит прохождение соответствующего этапу (d) продукта через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующим этапу (g) средством косвенного теплообмена, и в котором упомянутые потоки газа проходят через их соответственные средства косвенного теплообмена обычно противоточным друг другу способом. 4. The method according to claim 1, which comprises passing the product corresponding to step (d) through an indirect heat exchange means that is in thermal contact with the corresponding indirect heat exchange means (g), and wherein said gas flows pass through their respective indirect heat exchange means usually counter-current to each other. 5. Способ по п. 1, в котором охлаждение для этапа (в) и этапа (d) обеспечивают посредством замкнутого цикла охлаждения, в котором в качестве хладагента используется этилен, этан или их смесь. 5. The method of claim 1, wherein cooling for step (c) and step (d) is provided through a closed cooling cycle in which ethylene, ethane, or a mixture thereof is used as a refrigerant. 6. Способ по п. 5, в котором в замкнутом цикле охлаждения используют две ступени. 6. The method of claim 5, wherein two stages are used in a closed cooling cycle. 7. Способ по п. 5, в котором замкнутый цикл охлаждения обеспечивает по меньшей мере часть охлаждения для этапа (i). 7. The method of claim 5, wherein the closed cooling cycle provides at least a portion of the cooling for step (i). 8. Способ по любому из пп. 1 - 7, который содержит предварительное охлаждение потока газа под давлением перед этапом (а), в котором такое предварительное охлаждение обеспечивают посредством замкнутой системы охлаждения, использующей хладагент, содержащийся в основной части пропана, и упомянутая система охлаждения обеспечивает также охлаждение до соответствующего п. 5 замкнутого цикла охлаждения. 8. The method according to any one of paragraphs. 1 to 7, which comprises pre-cooling the gas stream under pressure before step (a), in which such pre-cooling is provided by means of a closed cooling system using the refrigerant contained in the main part of the propane, and said cooling system also provides cooling to the corresponding p. 5 closed loop cooling. 9. Способ по любому из пп. 1-7, который содержит
(k) охлаждение соответствующего этапу (f) потока жидкости посредством прохождения через средство косвенного теплообмена,
(l) прохождение соответствующего этапу (k) потока жидкости через по меньшей мере одно средство уменьшения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(m) разделение соответствующего этапу (l) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(n) прохождение соответственного этапу (m) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (k) средством косвенного теплообмена, в котором потоки проходят через соответственное средство косвенного теплообмена обычно способом противотока друг к другу,
(o) прохождение соответствующего этапу (n) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (j) средством косвенного теплообмена, создавая тем самым подогретый обратный поток газа, и в котором потоки, проходящие через соответственные средства косвенного теплообмена, обычно проходят в противотоке друг другу,
(p) сжатие соответствующего этапу (о) подогретого обратного потока газа до давления, примерно равного давлению соответствующего этапу (g) подогретого обратного газа,
(q) объединение соответствующего этапу (p) потока газа и соответствующего этапу (g) потока газа и подачи объединенного потока на этап (h) для сжатия.9. The method according to any one of paragraphs. 1-7, which contains
(k) cooling the fluid flow corresponding to step (f) by passing through an indirect heat exchange means,
(l) passing the fluid corresponding to step (k) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(m) separating the two-phase flow corresponding to step (l) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(n) passing the reverse gas flow corresponding to step (m) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (k) indirect heat exchange means, in which the flows pass through the corresponding indirect heat exchange means usually in a counterflow to each other,
(o) passing the return gas flow corresponding to step (n) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (j) indirect heat exchange means, thereby creating a heated back flow of gas, and in which flows passing through the corresponding indirect heat exchange means pass in countercurrent to each other,
(p) compressing the heated back gas flow corresponding to step (o) to a pressure approximately equal to the pressure corresponding to the step (g) heated back gas,
(q) combining the gas flow corresponding to step (p) and the gas flow corresponding to step (g) and supplying the combined flow to step (h) for compression. 10. Способ 10 по п. 9, который дополнительно содержит прохождение соответствующего этапу {d) продукта через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующими этапам {g) и (o) средствами косвенного теплообмена, и в котором прохождение через соответствующее этому этапу (средство косвенного теплообмена обычно осуществляют в противотоке прохождению через соответствующие этапам (g) и (o) средства косвенного теплообмена. 10. The method 10 of claim 9, which further comprises passing the product corresponding to step {d) through the indirect heat exchange means that is in thermal contact with the corresponding steps {g) and (o) indirect heat exchange means, and in which passing through the corresponding heat exchange means stage (indirect heat transfer means are usually carried out in countercurrent to passing through indirect heat exchange means corresponding to steps (g) and (o). 11. Способ по п. 9, который дополнительно содержит
(r) прохождение соответствующего этапу (m) потока жидкости через по меньшей мере одно средство снижения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(s) разделение соответствующего этапу (r) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(t) прохождение соответствующего этапу (s) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (k) средством косвенного теплообмена, в котором потоки, проходящие через соответственные средства косвенного теплообмена идут обычно противоточным друг другу способом,
(u) прохождение соответствующего этапу (t) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (j) средством косвенного теплообмена, создавая тем самым подогретый обратный поток газа, и в котором потоки, проходящие через соответственные средства косвенного теплообмена, обычно идут противоточным друг другу способом,
(v) сжатие соответствующего этапу (u) подогретого обратного потока газа до давления, примерно равного давлению соответствующего этапу (o) подогретого обратного газа,
(w) объединение соответствующего этапу (v) потока газа и соответствующего этапу (o) потока газа и подачу объединенного потока на этап (p) для сжатия.11. The method according to p. 9, which further comprises
(r) passing the fluid corresponding to step (m) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(s) dividing the two-phase flow corresponding to step (r) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(t) passing the return gas flow corresponding to step (s) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (k) indirect heat exchange means, in which the flows passing through the corresponding indirect heat exchange means are usually counter-current to each other,
(u) passing the return gas flow corresponding to step (t) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (j) indirect heat exchange means, thereby creating a heated back flow of gas, and in which flows passing through the corresponding indirect heat exchange means go counter-current to each other,
(v) compressing the heated back gas flow corresponding to step (u) to a pressure approximately equal to the pressure corresponding to the step (o) heated back gas,
(w) combining the gas flow corresponding to step (v) and the gas flow corresponding to step (o) and supplying the combined flow to step (p) for compression. 12. Способ по п. 11, который дополнительно содержит прохождение соответствующего этапу (d) продукта через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующими этапам (g), (o) и (u) средствами косвенного теплообмена, и в котором поток проходит обычно в противотоке прохождению текучих сред в соответствующих этапам (g), (o) и (u) средствах теплообмена. 12. The method according to claim 11, which further comprises passing the product corresponding to step (d) through an indirect heat exchange means that is in thermal contact with the corresponding steps (g), (o) and (u) indirect heat exchange means, and in which the flow usually takes place in countercurrent to the passage of fluids in the respective heat transfer means (g), (o) and (u). 13. Способ по п. 11, в котором потоком газа под давлением является природный газ под давлением, а давление потока газа составляет от примерно 500 ф/д2 до примерно 675 ф/д2 (344,7 · 104 - 496,4 · 104 Па), давление после соответствующего потоку (е) средства снижения давления составляет от примерно 150 ф/д2 до примерно 250 ф/д2 (103,4 · 104 - 172,4 · 104 Па), давление после соответствующего этапу (1) средства снижения давления составляет от примерно 45 ф/д2 до примерно 80 ф/д2 (31,03 · 104 - 55,16 · 104 Па) и давление после соответствующего этапу (r) средства снижения давления составляет от 15 ф/д2 до 30 ф/д2 (10,34 · 104 - 20,68 · 104 Па).13. The method of claim 11, wherein the pressurized gas stream is natural gas under pressure, and gas flow pressure is approximately 500 psi / g 2 to about 675 lb / d 2 (344.7 × 10 4 -. 496.4 · 10 4 Pa), the pressure after the corresponding flow (f) pressure reduction means is from about 150 lb / g 2 to about 250 lb / d 2 (10 4 103.4 - 172.4 · 10 4 Pa) pressure after corresponding to step (1) pressure reduction means is from about 45 lb / d 2 to about 80 lb / d 2 (31.03 x 10 4 - 55.16 x 10 4 Pa) and the pressure after the corresponding step (r) pressure reduction means makes up 15 f / d 2 to 30 f / d 2 (10.34 · 10 4 - 20.68 · 10 4 Pa). 14. Способ по любому из пп. 1-7, в котором температуры соответствующего этапу (а) потока газа под давлением и соответствующего этапу (j) первого потока рециркуляции примерно одинаковые. 14. The method according to any one of paragraphs. 1-7, in which the temperatures corresponding to step (a) of the gas flow under pressure and corresponding to step (j) of the first recirculation stream are approximately the same. 15. Способ ожижения потока природного газа, имеющего давление больше 500 ф/д2 (344,7 · 104 Па) и температуру, близкую к температуре окружающей среды, который содержит
(а) охлаждение потока газа до первой температуры, значительно выше температуры ожижения потока посредством замкнутого цикла ожижения, в котором используется хладагент, состоящий в основном из пропана,
(в) объединение потока газа под давлением и первого потока газа рециркуляции, как определено в этапе (k),
(с) охлаждение соответствующего этапу (в) потока до температуры, близкой температуре его ожижения посредством замкнутого цикла охлаждения, в котором используют хладагент, содержащий большей частью этилен, этан или их смесь,
(d) объединение соответствующего этапу (с) потока и второго потока газа рециркуляции, как определено на этапе (k),
(e) охлаждение и, благодаря этому, конденсирование большей части соответствующего этапу (с) потока посредством соответствующей этапу (d) системы охлаждения,
(f) прохождение соответствующего этапу (e) потока через по меньшей мере одно средство снижения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(g) разделение соответствующего этапу (f) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(h) прохождение соответствующего этапу (g) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена, создавая тем самым подогретый обратный поток газа,
(i) сжатие подогретого обратного потока газа до давления, больше или равного давлению, сообщаемому соответствующему этапу (в) потоку газа под давлением, создавая тем самым обратный поток газа под давлением,
(j) охлаждение соответствующего этапу (i) обратного потока газа под давлением до температуры, близкой температуре окружающей среды посредством соответствующего этапу (а) замкнутого цикла охлаждения,
(k) дальнейшее охлаждение соответствующего этапу (j) сжатого обратного потока газа посредством прохождения через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующим этапу (h) средством косвенного теплообмена, в котором охлаждение содержит охлаждение полного обратного сжатого потока газа до первой температуры, которая оказывается примерно равной температуре потока газа под давлением от этапа (а), разделение потока на первый поток газа рециркуляции и второй поток сжатого обратного газа, и дополнительное охлаждение второго потока, создавая тем самым второй поток газа рециркуляции, имеющий температуру ниже температуры первого потока рециркуляции газа, и в котором соответствующие этапу (g) и этому этапу потоки газа проходят через их соответственные средства косвенного теплообмена способом противотока друг другу.15. A method of liquefying a natural gas stream having a pressure greater than 500 lbs / d 2 (344.7 x 10 4 Pa) and a temperature close to the ambient temperature, which comprises
(a) cooling the gas stream to a first temperature well above the liquefaction temperature of the stream by means of a closed liquefaction cycle in which a refrigerant consisting essentially of propane is used,
(c) combining the pressure gas stream and the first recycle gas stream as determined in step (k),
(c) cooling the flow corresponding to step (c) to a temperature close to its liquefaction temperature by means of a closed cooling cycle in which a refrigerant containing most of ethylene, ethane or a mixture thereof is used,
(d) combining a stream corresponding to step (c) and a second recycle gas stream, as determined in step (k),
(e) cooling and, therefore, condensing most of the flow corresponding to step (c) by means of the cooling system corresponding to step (d),
(f) passing the flow corresponding to step (e) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(g) separating the two-phase flow corresponding to step (f) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(h) passing the return gas flow corresponding to step (g) through the indirect heat exchange means, thereby creating a heated reverse gas flow,
(i) compressing the heated reverse gas flow to a pressure greater than or equal to the pressure communicated to the corresponding step (c) the gas flow under pressure, thereby creating a reverse gas flow under pressure,
(j) cooling the pressure return gas corresponding to step (i) to a temperature close to the ambient temperature by means of a closed cooling cycle corresponding to step (a),
(k) further cooling the compressed gas return flow corresponding to step (j) by passing through an indirect heat exchange means that is in thermal contact with the corresponding step (h) indirect heat exchange means, wherein the cooling comprises cooling the total reverse compressed gas flow to a first temperature, which turns out to be approximately equal to the temperature of the gas flow under pressure from step (a), the separation of the flow into a first recirculation gas stream and a second compressed return gas stream, and additionally e cooling of the second stream, thereby creating a second recirculation stream of gas having a temperature lower than the first recycle gas stream, and wherein the respective step (g) and the gas phase flows pass through their respective means of indirect countercurrent manner to each other. 16. Способ по п. 15, который дополнительно содержит
(l) охлаждение соответствующего этапу (g) потока жидкости посредством прохождения через средство косвенного теплообмена,
(m) прохождение соответствующего этапу (l) потока жидкости через по меньшей мере одно средство снижения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(n) разделение соответствующего этапу (m) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(o) прохождение соответствующего этапу (n) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена, в тепловом контакте с соответствующим этапу (l) средством косвенного теплообмена, в котором потоки, проходящие через соответственные средства теплообмена, проходят в противотоке друг другу,
(p) прохождение соответствующего этапу (o) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (k) средством косвенного теплообмена, создавая тем самым подогретый обратный поток газа и в котором потоки, проходящие через соответственные средства косвенного теплообмена, проходят в противотоке друг другу,
(q) сжатие соответствующего этапу (p) подогретому обратному потоку газа до давления, примерно равного давлению соответствующего этапу (h) подогретого обратного газа.16. The method according to p. 15, which further comprises
(l) cooling the fluid flow corresponding to step (g) by passing through an indirect heat exchange means,
(m) passing the fluid corresponding to step (l) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(n) separating the two-phase flow corresponding to step (m) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(o) passing the return gas flow corresponding to step (n) through the indirect heat exchange means, in thermal contact with the corresponding step (l) indirect heat exchange means, in which the flows passing through the respective heat exchange means are in countercurrent to each other,
(p) passing the return gas flow corresponding to step (o) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (k) indirect heat exchange means, thereby creating a heated back flow of gas and in which the flows passing through the corresponding indirect heat exchange means countercurrent to each other,
(q) compression corresponding to step (p) of the heated back flow of gas to a pressure approximately equal to the pressure corresponding to step (h) of the heated back gas. (r) объединение соответствующего этапу (q) потока газа и соответствующего этапу (h) потока газа, и подачи объединенного потока на этап (i) для сжатия. (r) combining the gas flow corresponding to step (q) and the gas flow corresponding to step (h), and supplying the combined flow to step (i) for compression. 17. Способ по п. 16, который дополнительно содержит
(s) прохождение соответствующего этапу (n) потока жидкости через по меньшей мере одно средство снижения давления, создавая тем самым двухфазный поток,
(t) разделение соответствующего этапу (s) двухфазного потока на обратный поток газа и поток жидкости,
(u) прохождение соответствующего этапу (t) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (l) средством косвенного теплообмена, в котором потоки, проходящие через соответственное средство косвенного теплообмена, проходят в противотоке друг другу,
(v) прохождение соответствующего этапу (u) обратного потока газа через средство косвенного теплообмена в тепловом контакте с соответствующим этапу (k) средством косвенного теплообмена, создавая тем самым подогретый обратный поток газа, и в котором потоки, проходящие через соответственные средства косвенного теплообмена, проходят в противотоке друг другу,
(w) сжатие соответствующего этапу (v) подогретого обратного потока газа до давления, примерно равного давлению соответствующего этапу (p) подогретого обратного газа,
(x) объединение соответствующего этапу (w) потока газа и соответствующего этапу (p) потока газа и подачу соответствующего этапу (q) объединенного потока для сжатия, в котором давление сжатого потока природного газа составляет от примерно 500 ф/д2 до примерно 675 ф/д2 (344,7 · 104 - 496,4 · 104 Па), давление после соответствующего этапу (f) средства снижения давления составляет от примерно 150 ф/д2 до примерно 250 ф/д2 (103,4 · 104 - 172,4 · 104 Па), давление после соответствующего этапу (m) средства снижения давления составляет от примерно 45 ф/д2 до примерно 80 ф/д2 (31,03 · 104 - 55,16 · 104 Па) и давление после соответствующего этапу (s) средства снижения давления соответствует от примерно 15 ф/д2 до 30 ф/д2 (10,34 · 104 - 20,68 · 104 Па).17. The method according to p. 16, which further comprises
(s) passing the fluid flow corresponding to step (n) through at least one pressure reducing means, thereby creating a two-phase flow,
(t) separating the two-phase flow corresponding to step (s) into a reverse gas flow and a liquid flow,
(u) passing the return gas flow corresponding to step (t) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding step (l) indirect heat exchange means, in which flows passing through the corresponding indirect heat exchange means are in countercurrent to each other,
(v) passing the return gas flow corresponding to step (u) through the indirect heat exchange means in thermal contact with the corresponding indirect heat transfer means (k), thereby creating a heated back gas flow, and in which the flows passing through the corresponding indirect heat exchange means in countercurrent to each other,
(w) compressing the heated back gas flow corresponding to step (v) to a pressure approximately equal to the pressure corresponding to the step (p) heated back gas,
(x) association corresponding to step (w) gas flow and corresponding to step (p) of the gas flow and feeding the respective stage (q) the combined stream for compression, wherein the compressed natural gas stream pressure from about 500 psi / g 2 to about 675 f / d 2 (10 4 344.7 - 496.4 · 10 4 Pa), the pressure after the corresponding step (f) pressure reduction means is from about 150 lb / g 2 to about 250 lb / d 2 (103,4 · April 10 - 172.4 · 10 4 Pa), the pressure after the corresponding step (m) the pressure reduction means is from about 45 lb / d 2 to about 80 lb / d 2 (31.03 x 10 4 - 55.16 x 10 4 Pa) and the pressure after the corresponding block (s) corresponding to means for reducing the pressure from about 15 lb / d 2 to 30 lb / d 2 (10.34 x 10 4 - 20.68 x 10 4 Pa). 18. Способ по п. 17, который дополнительно содержит прохождение соответствующего этапу (е) продукта через средство косвенного теплообмена, которое находится в тепловом контакте с соответствующими этапам (h), (p) и (v) средствами косвенного теплообмена, и в котором потоки проходят в противотоке прохождению текучим средам в соответствующих этапам (h), (p) и (v) средствах теплообмена. 18. The method according to p. 17, which further comprises passing the product corresponding to step (e) through an indirect heat exchange means that is in thermal contact with the corresponding stages (h), (p) and (v) indirect heat exchange means, and in which the flows pass countercurrently to the passage of fluids in the respective heat transfer means (h), (p) and (v). 19. Способ ожижения потока газа под давлением посредством каскадного процесса охлаждения открытого цикла, содержащего замкнутый пропановый цикл с двумя или тремя ступенями охлаждения, замкнутым циклом этилена, этана или их смесей с двумя или тремя ступенями охлаждения и открытым метановым циклом по меньшей мере с двумя ступенями снижения давления, и в котором пары быстрого испарения из ступеней снижения давления используют для охлаждения потока открытого титанового цикла после увеличения давления и охлаждения до температуры, близкой температуре окружающей среды, и способ дополнительно содержит
(a) охлаждение потока открытого метанового цикла посредством противотока теплопередачи с одним или более потоками пара быстрого испарения до первой температуры,
(в) разделение охлажденного потока открытого метанового цикла на первый охлажденный поток рециркуляции и второй поток,
(с) объединение первого охлажденного потока рециркуляции с потоком газа под давлением непосредственно выше по потоку первой ступени охлаждения в этановом, этиленовом цикле или цикле их смесей,
(d) дополнительное охлаждение второго потока посредством противотока теплопередачи с одним или более потоками пара быстрого испарения до второй температуры, создавая тем самым второй охлажденный поток рециркуляции,
(е) объединение второго охлажденного потока рециркуляции с потоком газа под давлением, подвергающимся обработке ниже по потоку первой ступени охлаждения в этиленовом или этановом цикле, но выше по потоку ступени, в которой сжижается основная часть потока.19. A method of liquefying a gas flow under pressure by means of a cascade process of cooling an open cycle containing a closed propane cycle with two or three stages of cooling, a closed cycle of ethylene, ethane or mixtures thereof with two or three stages of cooling and an open methane cycle with at least two stages pressure reduction, and in which the vapor of rapid evaporation from the stages of pressure reduction is used to cool the flow of an open titanium cycle after increasing the pressure and cooling to a temperature close to t mperature environment, and the method further comprises
(a) cooling the open methane cycle stream through a countercurrent heat transfer with one or more streams of steam of rapid evaporation to a first temperature,
(c) dividing the cooled stream of the open methane cycle into a first cooled recycle stream and a second stream,
(c) combining the first cooled recycle stream with a gas stream under pressure immediately upstream of the first cooling stage in an ethane, ethylene cycle or a cycle of mixtures thereof,
(d) additional cooling of the second stream by means of a countercurrent heat transfer with one or more streams of steam of rapid evaporation to a second temperature, thereby creating a second cooled recirculation stream,
(e) combining the second cooled recycle stream with a gas stream under pressure that is processed downstream of the first cooling stage in an ethylene or ethane cycle but upstream of a stage in which the bulk of the stream is liquefied. 20. Способ по п. 19, в котором потоком газа под давлением является поток природного газа под давлением, большем, чем 500 ф/д2 (344,7 · 104 Па).20. The method of claim. 19 wherein the pressurized natural gas stream is a stream of gas under pressure greater than 500 lbs / d 2 (344.7 x 10 4 Pa). 21. Способ по п. 19, в котором в этиленовом, этановом цикле или цикле их смеси используют две или три ступени, а в открытом метановом цикле используют два или три этапа снижения давления. 21. The method according to p. 19, in which two or three steps are used in the ethylene, ethane cycle or cycle of their mixture, and two or three steps for reducing pressure are used in the open methane cycle. 22. Способ по п. 21, в котором в открытом метановом цикле используются три ступени снижения давления, давление потока природного газа под давлением составляет примерно от 500 ф/д2 до примерно 675 ф/д2 (344,7 · 104 - 496,4 · 104 Па), a соответственные давления в открытом метановом цикле после средства снижения давления составляют примерно от 150 ф/д2 до примерно 250 ф/д2 (103,4 · 104 - 172,4 · 104 Па), от примерно 45 ф/д2 до примерно 80 ф/д2 (31,03 · 104 - 55,16 · 104 Па) и от примерно 15 ф/д2 до примерно 30 ф/д2 (10,34 · 104 - 20,68 · 104 Па).. 22. The method of claim 21, wherein in the open methane cycle uses three stages of pressure reduction, the pressure of the natural gas stream at a pressure from about 500 psi / g 2 to about 675 lb / d 2 (344.7 × 10 4 - 496 4 · 10 4 Pa), a respective pressure in the open methane cycle after the pressure reduction means is approximately 150 lb / g 2 to about 250 lb / d 2 (x 10 4 103.4 - 172.4 · 10 4 Pa) , from about 45 f / d 2 to about 80 f / d 2 (31.03 · 10 4 - 55.16 · 10 4 Pa) and from about 15 f / d 2 to about 30 f / d 2 (10.34 10 4 - 20.68 10 4 Pa). 23. Способ по любому из пп. 19-22, в котором температура первого охлажденного потока рециркуляции и потока газа под давлением для этапа (с) оказываются примерно одинаковыми. 23. The method according to any one of paragraphs. 19-22, in which the temperatures of the first cooled recycle stream and the gas stream under pressure for step (c) are approximately the same. 24. Устройство для ожижения газа под давлением, которое содержит
(а) трубопровод для первого потока рециркуляции,
(в) трубопровод для потока газа под давлением,
(с) трубопровод, подсоединенный к упомянутым в пунктах (а) и (в) трубопроводам,
(d) камеру охлаждения, подсоединенную на входном конце к трубопроводу, упомянутому в пункте (с),
(е) трубопровод, подсоединенный к выпускному концу упомянутой в пункте (d) камеры охлаждения,
(f) трубопровод для второго потока рециркуляции,
(g) трубопровод, подсоединенный к упомянутым в пунктах (e) и (f) трубопроводам,
(h) конденсатор, подсоединенный на впускном конце к упомянутому в пункте (g) трубопроводу,
(i) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (h) конденсатору,
(j) средство снижения давления, подсоединенное к упомянутому в пункте (i) трубопроводу,
(k) трубопровод, подсоединенный к средству снижения давления,
(l) разделитель, подсоединенный к упомянутому в пункте (k) трубопроводу,
(m) трубопровод, подсоединенный к верхней части упомянутого в пункте (l) разделителя для удаления потока газа,
(n) трубопровод, подсоединенный к нижней части упомянутого в пункте (l) разделителя для отвода потока жидкости,
(o) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (m) трубопроводу,
(p) трубопровод, подсоединенный к средству косвенного теплообмена,
(q) компрессор, который подсоединен в местоположении впускного порта к упомянутому в пункте (p) трубопроводу,
(r) трубопровод, подсоединенный к выпускному порту компрессора, и
(s) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (r) трубопроводу и расположенное в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (о), чтобы обеспечить теплообмен между двумя потоками, расположенное так, что текучие среды, идущие через такие средства, проходят обычно в противотоке друг к другу, и к которому в некоторой точке вдоль такого средства между входом и выходом подсоединен упомянутый а пункте (а) трубопровод, и к которому на выходном конце подсоединен упомянутый в пункте (f) трубопровод.24. A device for liquefying gas under pressure, which contains
(a) a pipeline for a first recycle stream,
(c) a pipeline for pressurized gas flow,
(c) a pipeline connected to the pipelines referred to in points (a) and (c),
(d) a cooling chamber connected at the inlet end to the pipeline referred to in paragraph (c),
(e) a pipe connected to the outlet end of the cooling chamber referred to in paragraph (d),
(f) a pipeline for a second recycle stream,
(g) a pipeline connected to the pipelines referred to in points (e) and (f),
(h) a capacitor connected at the inlet end to the pipeline referred to in paragraph (g),
(i) a pipeline connected to the capacitor referred to in paragraph (h),
(j) pressure reducing means connected to the pipeline referred to in paragraph (i),
(k) a pipe connected to a pressure reducing means,
(l) a separator connected to the pipeline referred to in paragraph (k),
(m) a pipe connected to the top of the separator referred to in paragraph (l) to remove the gas stream,
(n) a pipe connected to the lower part of the separator referred to in paragraph (l) to divert the fluid flow,
(o) indirect heat exchange means connected to the pipeline referred to in paragraph (m),
(p) a pipe connected to an indirect heat exchange means,
(q) a compressor that is connected at the location of the inlet port to the pipeline referred to in paragraph (p),
(r) a pipe connected to the outlet port of the compressor, and
(s) indirect heat exchange means connected to the pipeline referred to in point (r) and located in close proximity to the means of indirect heat exchange of element (o) in order to ensure heat exchange between the two streams, so that fluids passing through such means pass usually in countercurrent to each other, and to which at some point along such a means between the inlet and outlet the pipeline referred to in paragraph (a) is connected, and to which the pipeline referred to in paragraph (f) is connected at the output end . 25. Устройство по п. 24, которое дополнительно содержит
(t) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к входному концу упомянутого в пункте (п) трубопровода,
(u) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (t) средству косвенного теплообмена на выходном конце,
(v) средство снижения давления, подсоединенное упомянутому в пункте (u) трубопроводу,
(w) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (v) средству снижения давления,
(x) разделитель, подсоединенный к упомянутому в пункте (w) трубопроводу,
(y) трубопровод, подсоединенный к верхней части упомянутого в пункте (x) разделителя, для отвода потока газа,
(z) трубопровод, подсоединенный к нижней части упомянутого в пункте (x) разделителя для отвода потока жидкости,
(aa) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (у) трубопроводу, расположенное в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (t), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположенное так, что текучие среды, проходящие через такие средства, проходят в общем в противотоке друг другу,
(bb) трубопровод, подсоединенный к выходному концу упомянутого в пункте (aa) средства косвенного теплообмена,
(cc) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (bb) трубопроводу, расположенное в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (s), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположенное так, чтобы текучие среды, проходящие через такие средства, проходили в противотоке друг другу, и
(dd) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (ee) средству косвенного теплообмена, и который подсоединен к впускному порту на компрессоре элемента (q).25. The device according to p. 24, which further comprises
(t) indirect heat exchange means connected to the inlet end of the pipeline referred to in paragraph (p),
(u) a pipe connected to the indirect heat exchange means referred to in point (t) at the outlet end,
(v) pressure reducing means connected to the pipeline referred to in point (u),
(w) a pipeline connected to the pressure reducing means referred to in paragraph (v),
(x) a separator connected to the pipeline referred to in paragraph (w),
(y) a conduit connected to the top of the separator referred to in paragraph (x) for venting a gas stream,
(z) a pipe connected to the lower part of the separator referred to in paragraph (x) to divert the fluid flow,
(aa) indirect heat exchange means connected to the pipeline referred to in point (y), located in close proximity to the means of indirect heat exchange of element (t), to allow heat exchange between the two means, and located so that fluids passing through such means pass generally in countercurrent to each other,
(bb) a conduit connected to the outlet end of the indirect heat exchange means referred to in (aa),
(cc) indirect heat exchange means connected to the pipeline referred to in point (bb), located in close proximity to the indirect heat exchange means of element (s), to allow heat exchange between the two means, and located so that fluids passing through such means passed in countercurrent to each other, and
(dd) a pipe connected to the indirect heat exchange means referred to in (ee), and which is connected to an inlet port on the compressor of the element (q). 26. Устройство по п. 25, которое дополнительно содержит
(ее) средство снижения давления, подсоединенное к упомянутому в пункте (z) трубопроводу,
(ff) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (ее) средству снижения давления,
(gg) разделитель, подсоединенный к упомянутому в пункте (ff) трубопроводу,
(hh) трубопровод, подсоединенный к верхней части упомянутого в пункте (gg) разделителя для отвода потока газа,
(ii) трубопровод, подсоединенный к нижней части упомянутого в пункте (gg) разделителя для отвода потока жидкости,
(jj) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (hh) трубопроводу, расположенное в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (t), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположенное так, чтобы текучие среды, проходящие через такие средства, проходили в противотоке друг другу,
(kk) трубопровод, подсоединенный к выходному концу упомянутого в пункте (jj) средства косвенного теплообмена,
(ll) средство косвенного теплообмена, подсоединенное к упомянутому в пункте (kk) трубопроводу, расположенное в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (s), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположенное так, что текучие среды, проходящие через эти средства, проходят в общем в противотоке друг другу,
(mm) трубопровод, подсоединенный к упомянутому в пункте (ll) средству косвенного теплообмена, и который подсоединен к впускному порту на компрессоре элемента (q).26. The device according to p. 25, which further comprises
(her) pressure reducing means connected to the pipeline referred to in point (z),
(ff) a pipe connected to the pressure reducing means referred to in paragraph (s),
(gg) a separator connected to the pipeline referred to in (ff),
(hh) a conduit connected to the top of the separator referred to in (gg) for venting the gas stream,
(ii) a conduit connected to the bottom of the separator referred to in (gg) to divert a fluid stream,
(jj) indirect heat exchange means connected to the pipeline referred to in point (hh), located in close proximity to the means of indirect heat exchange of element (t), to allow heat exchange between the two means, and located so that fluids passing through such means passed in countercurrent to each other,
(kk) a pipe connected to the outlet end of the indirect heat exchange means referred to in paragraph (jj),
(ll) an indirect heat transfer means connected to the pipeline referred to in (kk), located in close proximity to the indirect heat exchange means of the element (s), to allow heat exchange between the two means, and located so that fluids passing through these means pass generally in countercurrent to each other,
(mm) a pipeline connected to the indirect heat exchange means referred to in (ll), and which is connected to an inlet port on the compressor of the element (q). 27. Устройство по п. 24, дополнительно содержащее
(jj) средство косвенного теплообмена, расположенное в трубопроводе элемента (i), в котором упомянутое средство расположено в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элемента (o), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположенное так, чтобы текучие среды, проходящие через такие средства, проходили в общем в противотоке друг другу.27. The device according to p. 24, further comprising
(jj) an indirect heat exchange means located in the conduit of the element (i), in which said means is located in close proximity to the indirect heat exchange means of the element (o) in order to provide heat exchange between the two means, and located so that fluids passing through such funds passed generally in countercurrent to each other. 28. Устройство по п. 25, дополнительно содержащее
(nn) средство косвенного теплообмена, расположенное в трубопроводе элемента (i), в котором упомянутое средство расположено в непосредственной близости к средству косвенного теплообмена элементов (o) и (dd), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположено так, что текучие среды, проходящие через такие средства, проходят в общем в противотоке друг другу.28. The device according to p. 25, further containing
(nn) an indirect heat exchange means located in the conduit of the element (i), in which said means is located in close proximity to the means of indirect heat exchange of the elements (o) and (dd) to provide heat exchange between the two means, and is located so that the fluid passing through such funds pass generally in countercurrent to each other. 29. Устройство по п. 26, дополнительно содержащее
(nn) средство косвенного теплообмена, расположенное в трубопроводе элемента (i), в котором упомянутое средство расположено в непосредственной близости к средствам косвенного теплообмена элементов (o), (cc) и (ll), чтобы обеспечить теплообмен между двумя средствами, и расположено так, что текучие среды, проходящие через такие средства, проходят в общем в противотоке друг другу.29. The device according to p. 26, further comprising
(nn) indirect heat exchange means located in the conduit of element (i), wherein said means is located in close proximity to means of indirect heat exchange of elements (o), (cc) and (ll) to provide heat exchange between the two means, and is located that fluids passing through such means pass generally in countercurrent to each other.
RU99103335/06A 1996-07-16 1997-06-27 Increase of efficiency of cascade method for open cycle cooling RU2177127C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/683,282 US5669234A (en) 1996-07-16 1996-07-16 Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US08/683,282 1996-07-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU99103335A true RU99103335A (en) 2000-12-20
RU2177127C2 RU2177127C2 (en) 2001-12-20

Family

ID=24743348

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU99103335/06A RU2177127C2 (en) 1996-07-16 1997-06-27 Increase of efficiency of cascade method for open cycle cooling

Country Status (12)

Country Link
US (1) US5669234A (en)
AR (1) AR007741A1 (en)
AU (1) AU713399B2 (en)
CA (1) CA2258946C (en)
CO (1) CO4810288A1 (en)
EG (1) EG20906A (en)
ID (1) ID17736A (en)
MY (1) MY124333A (en)
NO (1) NO309340B1 (en)
OA (1) OA10959A (en)
RU (1) RU2177127C2 (en)
WO (1) WO1998002699A1 (en)

Families Citing this family (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19716415C1 (en) * 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream
DZ2535A1 (en) * 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Advanced process for liquefying natural gas.
CA2315014C (en) * 1997-12-16 2007-06-19 Lockheed Martin Idaho Technologies Company Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity
MY115506A (en) 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
MY117068A (en) 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
US6158240A (en) * 1998-10-23 2000-12-12 Phillips Petroleum Company Conversion of normally gaseous material to liquefied product
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
MY122625A (en) 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
WO2001088447A1 (en) * 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US6581409B2 (en) 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7637122B2 (en) 2001-05-04 2009-12-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6793712B2 (en) * 2002-11-01 2004-09-21 Conocophillips Company Heat integration system for natural gas liquefaction
KR20050075803A (en) * 2004-01-16 2005-07-22 삼성전자주식회사 Performance testing device of refrigeration cycle
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
JP2008509374A (en) * 2004-08-06 2008-03-27 ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド Natural gas liquefaction method
AU2006222005B2 (en) * 2005-03-09 2009-06-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for the liquefaction of a hydrocarbon-rich stream
WO2007021351A1 (en) * 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for lng
US20070107464A1 (en) * 2005-11-14 2007-05-17 Ransbarger Weldon L LNG system with high pressure pre-cooling cycle
JP5615543B2 (en) * 2006-05-15 2014-10-29 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams
CN101460800B (en) * 2006-06-02 2012-07-18 奥特洛夫工程有限公司 Liquefied natural gas processing
US9746218B2 (en) * 2006-10-26 2017-08-29 Johnson Controls Technology Company Economized refrigeration system
US9121636B2 (en) * 2006-11-16 2015-09-01 Conocophillips Company Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility
US8591199B2 (en) * 2007-01-11 2013-11-26 Conocophillips Company Multi-stage compressor/driver system and method of operation
CA2681417C (en) * 2007-05-03 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
EP2185877B1 (en) * 2007-08-24 2021-01-20 ExxonMobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process and system
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8555672B2 (en) 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8061413B2 (en) 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US20100205979A1 (en) * 2007-11-30 2010-08-19 Gentry Mark C Integrated LNG Re-Gasification Apparatus
WO2009071538A2 (en) * 2007-12-04 2009-06-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling and/or liquefying a hydrocarbon stream
US20090145167A1 (en) * 2007-12-06 2009-06-11 Battelle Energy Alliance, Llc Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents
US10539363B2 (en) 2008-02-14 2020-01-21 Shell Oil Company Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US8534094B2 (en) * 2008-04-09 2013-09-17 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US9989304B2 (en) * 2009-01-21 2018-06-05 Conocophillips Company Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
US20100281915A1 (en) * 2009-05-05 2010-11-11 Air Products And Chemicals, Inc. Pre-Cooled Liquefaction Process
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
EP2426452A1 (en) 2010-09-06 2012-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
EP2426451A1 (en) 2010-09-06 2012-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
DE102011006165B4 (en) * 2011-03-25 2014-10-09 Bruker Biospin Ag Cooling device with adjustable evaporation temperature
DE102011006174B4 (en) * 2011-03-25 2014-07-24 Bruker Biospin Ag Refrigeration device with controllable evaporation temperature
EP2597406A1 (en) 2011-11-25 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
CA2858152C (en) 2011-12-12 2020-04-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
AU2012354774B2 (en) 2011-12-12 2015-09-10 Shell Internationale Research Maatschappij B. V. Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
RU2622212C2 (en) 2011-12-12 2017-06-13 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method and device for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
EP2604960A1 (en) 2011-12-15 2013-06-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a compressor and system and method for producing a liquefied hydrocarbon stream
CA2772479C (en) * 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
EP2679210B1 (en) 2012-06-28 2015-01-28 The Procter & Gamble Company Absorbent articles with improved core
RU2642827C2 (en) 2012-08-31 2018-01-29 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Variable speed drive system, method for controlling variable speed drive system and method for cooling hydrocarbon flow
EP2796818A1 (en) 2013-04-22 2014-10-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream
BR112015026176B1 (en) 2013-04-22 2022-05-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream
EP2869415A1 (en) 2013-11-04 2015-05-06 Shell International Research Maatschappij B.V. Modular hydrocarbon fluid processing assembly, and methods of deploying and relocating such assembly
US10436505B2 (en) 2014-02-17 2019-10-08 Black & Veatch Holding Company LNG recovery from syngas using a mixed refrigerant
US10443930B2 (en) 2014-06-30 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Process and system for removing nitrogen from LNG
EP2977430A1 (en) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream
EP2977431A1 (en) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream
US10443927B2 (en) 2015-09-09 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Mixed refrigerant distributed chilling scheme
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
CN111907301A (en) 2019-05-07 2020-11-10 开利公司 Combined heat exchanger, heat exchange system and optimization method thereof
CN111715300B (en) * 2020-06-22 2021-08-24 江南大学 Zinc ferrite/Bi-MOF/tannic acid composite visible light catalyst
CN115127300A (en) * 2021-03-24 2022-09-30 昆山捷仕通制冷设备有限公司 Ultra-low temperature multi-component mixed refrigerant self-overlapping refrigerating system capable of liquefying nitrogen

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3413816A (en) * 1966-09-07 1968-12-03 Phillips Petroleum Co Liquefaction of natural gas
DE2820212A1 (en) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag METHOD FOR LIQUIDATING NATURAL GAS
US4172711A (en) * 1978-05-12 1979-10-30 Phillips Petroleum Company Liquefaction of gas
US4256476A (en) * 1979-05-04 1981-03-17 Hydrocarbon Research, Inc. Low temperature process for the recovery of ethane from thermal hydrocracking vent gases
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4525185A (en) * 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4698080A (en) * 1984-06-15 1987-10-06 Phillips Petroleum Company Feed control for cryogenic gas plant
US4680041A (en) * 1985-12-30 1987-07-14 Phillips Petroleum Company Method for cooling normally gaseous material
US5157925A (en) * 1991-09-06 1992-10-27 Exxon Production Research Company Light end enhanced refrigeration loop

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU99103335A (en) INCREASING EFFICIENCY OF CASCADE OPEN CYCLE COOLING METHOD
TWI547676B (en) Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
RU2241181C2 (en) Method for liquefying gaseous substance (variants) and device for its implementation (variants)
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
US4274849A (en) Method and plant for liquefying a gas with low boiling temperature
KR101302310B1 (en) Semi-closed loop lng process
CN108955084B (en) Mixed refrigerant system and method
US4539028A (en) Method and apparatus for cooling and liquefying at least one gas with a low boiling point, such as for example natural gas
EP1088192B1 (en) Liquefying a stream enriched in methane
US6131407A (en) Natural gas letdown liquefaction system
EP0834046B1 (en) Method of liquefying and treating a natural gas
RU2177127C2 (en) Increase of efficiency of cascade method for open cycle cooling
RU2395765C2 (en) Plant and device for liquefaction of natural gas
RU2007102566A (en) NATURAL GAS LIQUIDATION SYSTEM USING AN IRRIGATED COLUMN FOR REMOVING HEAVY COMPONENTS WITH UPPER HEAT CONDENSATION
JPH0449028B2 (en)
RU2005118106A (en) IMPROVED METHANE INSTANT EVAPORATION SYSTEM TO REDUCE NATURAL GAS
RU2614947C1 (en) Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation
WO2020247762A1 (en) Two-stage heavies removal in lng processing
EA000800B1 (en) Method for removal aromatic and/or higher-molecular hydrocarbons from a methane-based gas stream by condensation and stripping and associated apparatus therefor
JP7369163B2 (en) liquefaction system
US11732962B2 (en) Mixed refrigerant system and method
CN108955085A (en) A kind of small-sized skid-mounted type coal gas gasification system and method
RU2803441C1 (en) Method for liquefying natural gas on single mixed refrigerant "sunrise energy" and installation for its implementation
RU2004100725A (en) NATURAL GAS LIQUID METHOD