BG64011B1 - Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане - Google Patents

Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане Download PDF

Info

Publication number
BG64011B1
BG64011B1 BG104002A BG10400299A BG64011B1 BG 64011 B1 BG64011 B1 BG 64011B1 BG 104002 A BG104002 A BG 104002A BG 10400299 A BG10400299 A BG 10400299A BG 64011 B1 BG64011 B1 BG 64011B1
Authority
BG
Bulgaria
Prior art keywords
stream
cooling
gas
natural gas
methane
Prior art date
Application number
BG104002A
Other languages
English (en)
Other versions
BG104002A (bg
Inventor
Eric COLE
Ronald BOWEN
Original Assignee
Exxon Production Research Company
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 Exxon Production Research Company filed Critical Exxon Production Research Company
Publication of BG104002A publication Critical patent/BG104002A/bg
Publication of BG64011B1 publication Critical patent/BG64011B1/bg

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • 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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K35/00—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting
    • B23K35/22—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting characterised by the composition or nature of the material
    • B23K35/24—Selection of soldering or welding materials proper
    • B23K35/30—Selection of soldering or welding materials proper with the principal constituent melting at less than 1550 degrees C
    • B23K35/3053—Fe as the principal constituent
    • B23K35/3066—Fe as the principal constituent with Ni as next major constituent
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B23K9/16—Arc welding or cutting making use of shielding gas
    • B23K9/173—Arc welding or cutting making use of shielding gas and of a consumable electrode
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60K—ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PROPULSION UNITS OR OF TRANSMISSIONS IN VEHICLES; ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PLURAL DIVERSE PRIME-MOVERS IN VEHICLES; AUXILIARY DRIVES FOR VEHICLES; INSTRUMENTATION OR DASHBOARDS FOR VEHICLES; ARRANGEMENTS IN CONNECTION WITH COOLING, AIR INTAKE, GAS EXHAUST OR FUEL SUPPLY OF PROPULSION UNITS IN VEHICLES
    • B60K15/00—Arrangement in connection with fuel supply of combustion engines or other fuel consuming energy converters, e.g. fuel cells; Mounting or construction of fuel tanks
    • B60K15/03—Fuel tanks
    • B60K15/03006—Gas tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/08—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing nickel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/16—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing copper
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/14—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge constructed of aluminium; constructed of non-magnetic steel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/001—Thermal insulation specially adapted for cryogenic vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F17C3/02—Vessels not under pressure with provision for thermal insulation
    • F17C3/025—Bulk storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0205—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level SCR refrigeration cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Изобретението се отнася до метод, по който се втечнява под налягане газов поток (10) с високо съдържание на метан. Втечняването се извършва с топлообменник, охлаждан чрез каскадна охлаждаща система, за да се получи течен продукт с високо съдържание на метан (20) и с температура над -1120С. По метода газовият поток (10) се въвежда под налягане в топлообменник, контактуващ с първи охлаждащ цикъл (32), включващ поне една охлаждаща степен (30-31), чрез която газовият поток се охлажда отново с една част от първи охлаждащ агент, до получаване на охладен газов поток. Последният се въвежда в топлообменник, контактуващ с втори охлаждащ цикъл (33), включващ най-малко една охлаждаща степен (37-39), чрез която охладеният газов поток се охлажда, за да се получи втечнен поток (20) с високо съдържание на метан, с температура над -1120С и налягане, достатъчно втечненият поток да бъде при или под неговата точка на барботиране.

Description

Област на изобретението
Изобретението се отнася до методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане и по-специално се отнася до методи за производство под налягане на втечнен природен газ (PLNG).
Предшестващо състояние на техниката
Поради качествата му да изгаря напълно, природният газ стана широко използваем през последните години. Много източници на природен газ са локализирани в отдалечени участъци, на големи разстояния от каквито и да са пазари за търговия с газ. Понякога е на разположение тръбопровод за транспортиране на произведения природен газ до консуматора. Когато не е възможно изграждането на такъв тръбопровод, често природният газ се подлага на обработване до втечнен природен газ (който е наречен “LNG”), за да се транспортира до пазара.
Една от известните особености на завод за LNG са необходимите големи капитални инвестиции. Оборудването, използвано за втечняване на природен газ, обикновено е доста скъпо. Заводът за втечняване се прави от няколко базови системи, включващи обработване на газа, за да се отделят нежелателните примеси, втечняване, охлаждане, механични устройства и устройства за съхраняване и зареждане при експедиране. Доколкото стойността на завод за LNG може да варира широко в зависимост от разположението на завода, обикновена конвенционална схема за LNG може да струва от 5 билиона $ до 10 билиона $, включително разходите за развитие на находището. Заводските охлаждащи системи могат да представляват до 30% от стойността.
При проектирането на завод за LNG три от най-важните съображения са: (1) избор на цикъла за втечняване, (2) материали, използвани за контейнерите, тръбопровода и другото оборудване, и (3) етапи на процеса за превръщане на захранващия поток от природен газ в LNG.
Охладителните системи за LNG са скъпи, понеже е необходимо дълбоко охлаждане, за да се втечни природният газ. Обикновено потокът от природен газ влиза в завода за LNG при налягане от приблизително 4830 кРа (700 psia) до приблизително 7 600 kPa (1 100 psia) и температури от около 20°С (68°F) до приблизително 40°С (104°F). Природният газ, който е преобладаващо метан, не може да бъде втечнен чрез просто увеличаване на налягането, какъвто е случаят с по-тежки въглеводороди, използвани за енергийни цели. Критичната температура за метана е -82,5°С (116,5°F). Това означава, че метанът може да бъде втечнен само под тази температура при приложено налягане. Доколкото природният газ е смес от газове, той се втечнява над редица температури. Критичната температура на природния газ е приблизително между -85°С (121°F) и -62°С (80°F). Обикновено състави от природен газ при атмосферно налягане ще се втечняват в температурния обхват приблизително между -165°С (-265°F) и - 155°С (247°F). Тъй като охлаждащата инсталация представлява една съществена част от стойността на устройството за LNG, значително усилие трябва да се направи, за да се намалят разходите за охлаждане.
Въпреки че са използвани много охлаждащи цикли за втечнен природен газ, трите типа най-често използвани в заводите за LNG охлаждащи цикли днес са: (1) “цикъл на разширяване”, който разширява газа от високо налягане до ниско налягане със съответна редукция на температурата; (2) “многокомпонентен охлаждащ цикъл”, при който се използва многокомпонентен охлаждащ агент в специално конструирани топлообменници, и (3) “каскаден цикъл”, в който се използват многократно еднокомпонентни охлаждащи агенти в топлообменници, подредени последователно, за да редуцират температурата на газа до температура на втечняване. Повечето цикли за втечняване на природен газ използват варианти или комбинации от тези три основни вида.
В каскадната система обикновено се използват два или повече кръга на охлаждане, в които разширеният охлаждащ агент от един стадий се използва, за да кондензира сгъстеният охлаждащ агент в следващия стадий. Всеки последователен стадий използва по-лек, полесно летлив охлаждащ агент, който когато се разшири, осигурява по-ниско ниво на охлаж2 дане и затова е способен да охлажда до пониска температура. За да се намали енергията, необходима за компресорите, всеки охлаждащ цикъл обикновено се разделя на няколко стадия на сгъстяване (обикновено три или четири) . Етапите на сгъстяване оказват влияние за разделяне на работата при охлаждане в няколко температурни етапа. Обикновено използваните охлаждащи агенти са пропан, етан, етилен и метан. Тъй като пропанът може да бъде кондензиран при относително ниско налягане чрез въздушни или водни хладилници, пропанът обикновено е първостепенният охлаждащ агент. Етанът или етиленът могат да бъдат използвани като второстепенен охлаждащ агент. Кондензирането на етана, напускащ етановия компресор, изисква ниска температура на охлаждащия агент. Пропанът осигурява тази нискотемпературна охлаждаща функция.
Подобно, ако се използва метан като охлаждащ агент при последния етап се използва етан, за да кондензира метана, напускащ метановия компресор. Затова пропановата охлаждаща система се използва, за да охлади захранващия газ и да кондензира етановия охлаждащ агент. Етанът се използва, за да охлади захранващия газ и да кондензира метановия охлаждащ агент.
Пример за каскадна охлаждаща система за втечняване на природен газ е разкрит в патент US 4 229 195, където е описан метод за втечняване на природен газ, който се прилага чрез два независими охлаждащи цикъла. При първия цикъл предварително се охлажда природният газ, а при втория цикъл се втечнява природният газ, за да се произведе конвенционален втечнен природен газ (LNG). Охладителят на втория цикъл се охлажда чрез топлообмен с охладителя на първия цикъл.
Материалите, използвани в конвенционални заводи за LNG, обикновено се конструират, поне в частност, от алуминий, неръждаема стомана или стомана с високо съдържание на никел, за да се осигури необходимата здравина и сила на разкъсване при ниски температури.
В конвенционални заводи за LNG водата, въглеродният диоксид, сяросъдьржащите съединения, такива като сяроводород, и други кисели газове нормален п-пентан и по-тежки въглеводороди, включващи бензен, трябва по същество да бъдат отстранявани чрез обра ботване от природния газ до нива, по-ниски от части на милион (ppm). Някои от тези съединения замръзват, причинявайки запушващи проблеми във функциониращото оборудване. Други съединения, такива като тези, съдържащи сяра, обикновено се отделят до подходящи специфични соли. В конвенционален завод за LNG се изисква оборудването, обработващо газа, да отделя въглеродния диоксид и киселите газове.
Газобработващото оборудване обикновено използва химичен и/или физичен регенеративен процес и изисква значителни капитални инвестиции. Експлоатационните разходи също са високи. Необходими са сухи дехидратиращи слоеве, такива като молекулни сита, за да се отдели водната пара. Обикновено се използват промиваща колона и фракционно оборудване, за да се отделят въглеводородите, които причиняват запушващи проблеми. Живакът също се отделя в конвенционален завод за LNG, тъй като причинява аварии при оборудване, конструирано от алуминий. В допълнение, голяма част от азота, който може да присъства в природния газ, се отделя след обработване, за да не остава азот в течната фаза по време на транспортиране на конвенционален LNG, тъй като е нежелателно да има азотни изпарения в контейнерите за LNG до точката на доставянето.
Съществува постоянна необходимост в индустрията от подобрен метод за втечняване на природен газ, който да минимализира количеството охлаждащо оборудване и необходимата мощност на процеса.
Техническа същност на изобретението
Настоящото изобретение се отнася до методи за втечняване под налягане на газов поток с високо съдържание на метан и имащ първоначално налягане над приблизително 3 100 kPa (450 psia). Първоначалното охлаждане на кондензиращия се природен газ е посредством каскадни цикли на охлаждане, за предпочитане само два цикъла.
При един метод за втечняване под налягане на газов поток, потокът се въвежда в топлообменник, контактуващ с първи охлаждащ цикъл, включващ най-малко един охлаждащ стадий, чрез който газовият поток се охлажда отново с една част от първи охлаждащ агент, за да се получи охладен газов поток. След това охладеният газов поток се въвежда в топлообменник, контактуващ с втори охлаждащ цикъл, включващ най-малко един охлаждащ стадий, чрез който охладеният газов поток се охлажда, за да се получи втечнен поток с високо съдържание на метан с температура над приблизително - 112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за втечнения поток да бъде при или под неговата точка на кипене.
При този метод може да се кондензира изпарената пара, произведена чрез втечнения под налягане природен газ.
Ако природният газ съдържа въглеводороди, по-тежки от метана и е желателно те да се отстранят, може да бъде добавен фракционен процес.
При друг метод за втечняване на поток от природен газ, той се охлажда посредством един или повече топлообменници на каскадна охлаждаща система с два цикъла. След това се пропуска през фазов сепаратор, за да се раздели на паров и течен поток. Потокът от втечнен природен газ се пропуска през апарат за отделяне на метана, за да се получат втори паров и течен поток. Вторият течен поток се пропуска през инсталация за фракциониране, при което се получава трети паров поток. Трите парови потока се комбинират и се пропускат през един или повече топлообменници на каскадната охлаждаща система до частично охлаждане, след което се пропускат през средство за разширяване, за да се получи втечнен природен газ с температура над приблизително - 112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за втечнения поток да бъде при или под неговата точка на кипене.
Методите от настоящото изобретение могат да бъдат използвани както за първоначално втечняване на природен газ при източника на доставяне, така и за съхраняване и транспортиране, и за повторно втечняване на изпарен природен газ, получен по време на съхраняване и натоварване при експедиране. При тези методи е необходима съществено по-малко енергия за компресия, отколкото при методите от нивото на техниката.
Задачата на изобретението е да осигури подобрени методи за втечняване, които са икономични и удобни за работа. Охлаждането до много ниска температура при конвенционалния метод за LNG е много скъпо в сравнение с относително умереното охлаждане, необходимо при производството на PLNG, в съответствие с практиката на това изобретение.
Пояснение на приложените фигури
Настоящото изобретение и неговите предимства ще бъдат по-добре разбрани чрез следващото подробно описание и приложените фигури, които са схематично произтичащи диаграми от представителните случаи на това изобретение.
Фигура 1 е схематична поточна диаграма на един случай от метода на това изобретение, показващ двуетапна каскадна охлаждаща система за производство на PLNG;
Фигура 2 - схематична поточна диаграма на втори случай от това изобретение, илюстриращ метод за кондензиране на изпарен газ и отстраняване на по-тежки въглеводороди;
Фигура 3 - схематична поточна диаграма на трети случай от това изобретение.
Поточните диаграми, илюстрирани на фигурите, представят различни случаи от практиката на методите съгласно изобретението. Фигурите не са предназначени да ограничат от обхвата на изобретението други случаи, които са резултат от нормални и очаквани модификации на тези специфични случаи. Различни необходими системи, такива като помпи, вентили, поточни смесители, контролни системи, и сензори не са показани на фигурите с оглед простота и яснота на представянето.
Описание на предпочитани случаи
Настоящото изобретение използва каскадна охлаждаща система за втечняване на природен газ, за да се произведе течен продукт с високо съдържание на метан с температура над приблизително - 112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене. Този продукт с високо съдържание на метан понякога е представен в това описание като втечнен под налягане природен газ (“PLNG”). Терминът “точка на кипене” е температурата и налягането, при които течността започва да се превръща в газ. Например, ако някакъв обем от PLNG се поддържа при постоянно налягане, но неговата температура се увеличава, температурата, при която мехурчета газ започват да се образуват в PLNG, е точката на кипене. Подобно, ако някакъв обем от PLNG се поддържа при постоянна температура, но налягането се понижава, налягането, при което газът започва да се образува, определя точката на кипене. При точката на кипене сместа е наситена течност.
Използването на каскадна охлаждаща система в съответствие с методите съгласно настоящото изобретение изисква по-малко енергия за втечняване на природния газ отколкото каскадните охлаждащи методи, използвани в миналото. Оборудването, използвано в методите от това изобретение, може да бъде направено от по-малко скъпи материали. В противоположност, методите от нивото на техниката, при които се произвежда LNG при атмосферно налягане и с температури, по ниски от 160°C(-256°F) изискват поне малка част от оборудването за метода да бъде направено от скъпи материали за сигурност на работата.
Необходимата енергия за втечняване на природния газ, в съответствие с практиката на изобретението, е много по-малка спрямо енергията, изисквана при конвенционален завод за LNG. Понижението на енергията, необходима за охлаждане, изисквана от метода съгласно настоящото изобретение, е резултат от голямото намаляване на капиталните средства, пропорционално по-ниските работни разходи, и увеличена ефективност и сигурност. По този начин значително се увеличават икономиите при газ включва метан (С,) като главен компонент. Природният газ обикновено също включва етан (С2), висши въглеводороди (С3+), и малки количества онечистващи вещества, та5 кива като вода, въглероден диоксид, сяроводород, азот, бутан, въглеводороди с шест или повече въглеродни атоми, шлам, железен сулфид, восък и сурово масло. Разтворимостите на тези онечистващи вещества варират в зави10 симост от температурата, налягането и състава.
При охлаждащите температури СО2, водата и другите онечистващи вещества могат да образуват твърди вещества, които запушват потока, преминаващ през охлаждащите топлооб15 менници. Тези потенциални трудности могат да бъдат избегнати чрез отделяне на такива онечистващи вещества, ако са предвидени условия за тяхната чистота, а именно - граници на температура на твърдата фаза - налягане на фазата. В следващото описание на изобретението се предполага, че потокът от природен газ трябва да бъде подходящо обработен, за да се отделят сулфидите и въглеродният диоксид, и изсушен, за да се отдели водата, като се използват конвенционални и добре известни методи за производство на “обезсерен, сух” поток от природен газ. Ако потокът от природен газ съдържа тежки, въглеводороди, които могат да замръзнат по време на втечняването или ако тежките въглеводороди, които могат производството на втечнен природен газ.
При работните налягания и температури в настоящото изобретение могат да бъдат използвани около 3 -^тегл.% никелова стомана при тръбопровода и устройствата за охлажда щата операция на площите при процеса на втечняване, докато за същото оборудване на конвенционален метод за LNG са необходими по-скъпите 9% тегл. никел или алуминий. Το- 4θ ва осигурява друго значително намаляване на стойността на методите от изобретението в сравнение с методите за LNG от нивото на техниката.
Първата грижа при процеса на охлаждане на природния газ е замърсяването. Зах- 45 ранващата суровина от неочистен природен газ, подходяща за методите от изобретението, може да включва природен газ, получен от резервоара за сурово масло (свързан газ) или от резервоара за газ (несвързан газ). Съставът 5θ на природния газ може да варира значително. Както е използван тук, потокът от природен да замръзнат по време на втечняването или ако тежките въглеводороди не са желани в PLNG, тежкият въглеводород може да бъде отделен чрез фракционен процес преди произвеждането на PLNG, както е описано по-подробно по-долу.
Едно предимство на настоящото изобретение е, че уредът за нагряване работи при температури, даващи възможност природният газ да има по-високи концентрационни нива на замръзващи компоненти, отколкото би могло да бъде възможно при конвенционален метод за LNG. Например, в конвенционален завод за LNG, който произвежда LNG при -160°С (-256°F), СО2 трябва да бъде под приблизително 50 ppm, за да се избегнат проблемите при охлаждането. В противоположност, чрез поддържане температурите на процеса над приблизително -112°С (-170°F), природният газ може да съдържа СО2 при нива приблизително 1,4 mol % СО2 при температури -112°С (-170pF), така и приблизително 4,2% при -95°С (-139°F), без да се причиняват проблеми при охлаждането по време на процеса на втечняването съгласно изобретението.
Допълнително, умерени количества азот в природния газ не е необходимо да бъдат отстранявани при методите от това изобретение, понеже азотът остава в течна фаза с втечнените въглеводороди при работните налягания и температури от настоящото изобретение. Възможността азотът само да се намалява или в някои случаи да се пропуска, когато съставът на природния газ позволява, осигурява значителни технически и икономически предимства. Тези и други предимства на изобретението ще бъдат подобре разбрани чрез представяне на фигурите.
Според представеното на фигура 1, захранващият поток под налягане от природен газ 10 за предпочитане влиза в процеса на втечняване при налягане над приблизително 1 724 kPa (250 psia) и повече за предпочитане над приблизително 4 830 kPa (700 psia) и за предпочитане при температури под приблизително 40°С (104°F). Могат да бъдат използвани различни температури и налягания, ако е необходимо. Системата може да бъде подходящо модифицирана според квалифицирания специалист от областта, след като се запознае с техническите изисквания на изобретението. Ако газовият поток 10 е с налягане под приблизително налягане 1 724 kPa (250 psia), той може да бъде поставен под налягане чрез подходящо средство за компресия (непоказано), което може да включва един или повече компресори.
Захранващият поток 10 преминава през серия от топлообменници, за предпочитане два топлообменника 30 и 31, които се охлаждат чрез първи охлаждащ цикъл 32. Охлаждащият цикъл 32 охлажда захранващия поток 10 в топлообменници 30 и 31 и хладилния агент във втория охлаждащ цикъл 33, който е част от процеса на втечняване. Охлаждащият цикъл 33 по-нататък охлажда природния газ в серия от топлообменници, за предпочитане при топлообменници 37, 38 и 39, както е показано на фиг.1. Схемата и действието на охлаждащите цикли 32 и 33 са добре известни на квалифицирания специалист от областта и подробностите за тяхното действие се основават на нивото на техниката. Охлаждащият агент на първия охлаждащ цикъл 32 е за предпочитане пропан, а охлаждащият агент във втория охлаждащ цикъл 33 е за предпочитане етилен.
Примери за каскадни охлаждащи системи са описани в патент US 3,596,472; Plant Processing of Natural Gas, issued by the Petroleum Extension Service, The University of Texas at Astin, TX (1974); и Harper, E.A. et al., Trouble Free LNG, Chemical Engineering Progress, Vol. 71, N 11 (1975).
Втечненият газов поток 19, излизащ от последния топлообменник 39, в съответствие с практиката на това изобретение, има температура над -112оС (-170oF) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене. Ако налягането на потока 19, при неговото излизане от последния стадий на втория охлаждащ цикъл, е повисоко от налягането, необходимо да поддържа поток 19 в течна фаза, то потокът 19 може по желание да бъде пропуснат през едно или повече средства за разширяване, такова като хидравлична турбина 40, за да се получи продуктът PLNG при по-ниско налягане, но все още с температура над приблизително -112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене. След това PLNG се изпраща (поток 20) в подходящо транспортно или съхраняващо средство 41, например подходящ тръбопровод или носител: кораб, вагонна цистерна или релсово превозно средство за PLNG.
Фигура 2 илюстрира друг случай от изобретението и в този, и в случаите, илюстрирани на фиг.1 и 3, частите, имащи подобни означения, са с по същество еднакви функции.
Квалифицираният специалист от областта знае, че оборудването за процеса от един случай до друг може да варира по вид и капацитет, за да поддържат различни скорости на течния поток, температури и състави.
Съгласно фигура 1 захранващият поток от природен газ влиза в системата по линията 10 и се пропуска през топлообменници 30 и 31, които се охлаждат посредством първи охлаждащ цикъл 32. Охлаждащият цикъл 32 охлажда захранващия поток 10 и охлаждащия агент във втори охлаждащ цикъл 33.
След напускане на последния топлообменник 31, както е показано на фиг.2 и 3, захранващият газов поток 10 влиза в конвенционалната фаза на сепаратор 34. Течен поток 11 излиза от дъното на сепаратора 34 и преминава през конвенционален апарат за отстраняване на метан 35. Апаратът за отстраняване на метан 35 произвежда откъм горната си част паров поток 12, който е с високо съдържание на метан и в долната си част течен поток 13, който преобладаващо, е смес от втечнени природни газове (NGL)- главно етан, пропан, бутан, пентан и по-тежки въглеводороди. Потокът 13 от дъното на апарата за отстраняване на метан 35 се пропуска през конвенционална фракционираща инсталация 36, главното действие на която е известно на квалифицирания специалист от областта. Фракциониращата инсталация 36 може да включва една или повече фракциониращи колони (непоказани на фиг.2), които разделят течния поток от дъното 13 на предварително определени количества етан, пропан, бутан, пентан и хексан. Тези течности се отвеждат от фракциониращата инсталация 36 като кондензни продукти, които са описани заедно на фиг.2 като поток 14. Потоците от горната част на фракциониращата инсталация 36 са с високо съдържание на етан и други леки въглеводороди. Тези потоци от горната част са показани заедно на фиг.2 като поток 15. Фракциониращата инсталация 36 за предпочитане включва множество фракционни колони (непоказани), такива като: колона за отстраняване на етан, която произвежда етан; колона за отстраняване на пропан, която произвежда пропан, и колона за отстраняване на бутан, която произвежда бутан, които могат да бъдат използвани като свежи охлаждащи агенти за каскадната охлаждаща система (първи и втори охлаждащи цикли 32 и 33) или за всяка друга подходяща охлаждаща система. Потоците от свеж охлаждащ агент са показани заедно на фиг.2 чрез линия 16. Въпреки, че не е показано на фиг.2, ако захранващият поток 10 съдържа високи концентрации от СО2, един или повече потоци от свеж охлаждащ агента могат да бъдат необходими, за да се направи обработване за отстраняване на СО2 и да се избегнат проблеми от запушване на охлаждащото оборудване. Ако концентрацията на СО2 в захранващия поток превиши около 3 молни процента, фракциониращата инсталация 36 за предпочитане ще включва процес за отделяне на СОГ Потокът 17 с високо съдържание на метан от сепаратор 34, потокът 12 с високо съдържание на метан от апарата за отстраняване на метан 35 и потокът 15 от фракциониращата инсталация 36 се събират и пропускат като поток 18 през серия от топлообменници
37, 38 и 39, за да се втечни природният газ. Охлаждането на топлообменници 37, 38 и 39 се подсигурява от втори охлаждащ цикъл 33, описан по-горе. Въпреки че охлаждащите агенти в първия и втория охлаждащи цикли 32 и 33 циркулират в затворена кръгова система, ако части от охлаждащите агенти бъдат изпуснати от системата при пробив, допълнителни охлаждащи агенти могат да бъдат получени от фракциониращата инсталация 36 (линия 16). При процеса на втечняване, илюстриран на фиг. 2, са необходими само два цикъла от каскадна система, за да се охлади потокът от природен газ 10, в съответствие с практиката на това изобретение.
Потокът от втечнен природен газ 19, напускащ последния топлообменник 39, се пропуска през едно или повече средства за разширяване, такива като хидравлична турбина 40, за да се получи продуктът PLNG при температура над приблизително -112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене. След това PLNG се изпраща по линия 20 в подходящо средство за съхраняване 41.
При съхраняването, транспортирането и обработването на втечнения природен газ могат значителни количества да бъдат “изпарени”, получава се пара от изпаряването на втечнен природен газ. Това изобретение в частност е подходящо за втечняване на изпарената пара, получена от PLNG. Съгласно методите на това изобретение може по желание повторно да се втечни такава изпарена пара. В съответствие с фиг.2, изпарената пара може да бъде въведена в процеса от изобретението през линията 21. По желание, част от потока 21 може да бъде отвеждан като поток 22 и насочен чрез топлообменник 42, за да се охлади паровият поток 18 и затопли отвеждащият изпарен газ за по-късно използване като гориво за инсталацията за втечняване. Отделящата се част от потока 21 се пропуска през конвенционален компресор 43, за да се сгъсти изпарената пара приблизително до налягането на паровия поток 18 и след това да се комбинира с поток 18.
Фигура 3 илюстрира друг случай от настоящото изобретение. Методът, показан на фиг.З, е сходен на метода, описан по-горе и показан на фиг.2, с изключение на това, че както е показано на фиг.З потокът 18 се пропуска през компресор 44 и сгъстеният паров поток 18 след това се пропуска през топлооб менници 45 и 46, които се охлаждат чрез охлаждащ агент от първия охлаждащ цикъл 32.
Както е илюстрирано на фиг.З, изпареният газ може по желание да бъде въведен в поток 18, след като потокът 18 бъде охладен чрез паровия охлаждащ цикъл 32 и преди да бъде охладен посредством втория охлаждащ цикъл 33. Поне малка част от изпарения паров поток 21 се сгъстява посредством компресор 43 и сгъстеният газ (поток 23) се охлажда чрез топлообменник 42, охлаждан от поток 22, който е отделен от поток 21. Потокът 22, след като се затопли посредством топлообменник 42, може да бъде използван като гориво в инсталацията за втечняване.
Въпреки че фиг.2 и 3 показват, че изпарената пара може да бъде въведена в процеса за втечняване в точка след стадиите за фракциониране и преди стадиите за охлаждане от втория охлаждащ цикъл, според практиката на това изобретение изпарената пара може да бъде въведена в газовия поток, за да бъде втечнена във всяка точка на процеса; преди топлообменника 30 или след топлообменника 39 и преди турборазширителя 40.
Това изобретение не се ограничава до някакъв тип топлообменник, но поради икономически съображения, се предпочитат “plate-fin” топлообменници и “cold box” топлообменници. За предпочитане всички потоци, съдържащи както течна, така и парова фаза, които се изпращат в топлообменници, имат както течна, така и парова фаза, разпределени по равно през напречния участък на площта на тръбопровода, през който постъпват. За да се извърши това, се предпочита да бъде осигурен разпределителен апарат за отделните парови и течни потоци. Могат да бъдат добавени сепаратори към многофазните непрекъснати потоци, като се изисква те да разделят потоците на течни и парови. Такива сепаратори могат да бъдат добавени към процесите, илюстрирани на фиг.2 и 3, преди топлообменниците 38 и 39.
Пример.
Осъществен е моделиран масов и енергичен баланс, за да се илюстрират случаите, показани на фигурите, а резултатите са предвидени в таблиците по-долу.
Данните са получени, като е използвана търговски достъпна програма за модулиране на процеса, наречена HYSYS™. И други търговски достъпни програми за моделиране на процеса могат да бъдат използвани, за да се усъвършенстват данните, включващи например HYSIN™, PROII™, и ASPEN PLUS™ (те са познати на обикновения специалист от областта). Данните, показани в таблица 1, са предоставени, за да осигурят по-добро запознаване със случая, показан на фиг. 1. В същото време те не са ограничителни за методите съгласно изобретението. Температурите и скоростите на потоците не се считат като ограничения на изобретението, което може да има много варианти по отношение на температурите и скоростите на потоците и от гледна точка на постановките, изложени тук. В този случай, първият охлаждащ цикъл 32 е пропанова система, а вторият охлаждащ цикъл 33 - етиленова система.
Данните от таблица 2 са представени, за да осигурят по-добро разбиране на показания случай. При него първият охлаждащ цикъл 32 е пропанова система, а вторият охлаждащ цикъл 33 - етанова система.
Като се използва основният процес на непрекъснатата схема, показана на фиг.1, и като се използват същите състав и температура на захранващия поток, необходимата общо инсталирана мощност за конвенционално получаване на LNG (при близко атмосферно налягане и температура -160°С (-256°F)) е два пъти повече от общо инсталираната мощност, необходима за получаване на PLNG, като се използва случаят, илюстриран на фиг. 1:177 927 kW (238 600 hp) за получаване на LNG срещу 75 839 kW (101 700 hp) за получаване на PLNG. Това сравнение е извършено, като е използван модел на HYSYS™ процес.
Квалифициран специалист от областта, по-специално човек, запознат с ползата от използването на този патент, ще разпознае много модификации и варианти на специфичните процеси, описани по-горе. Например, разнообразни температури и налягания се използват в съответствие с изобретението, в зависимост от работния проект на системата и съставът на захранващия газ. Също, агрегатът, охлаждащ захранващия газ, може да бъде допълван или реконструиран, в зависимост от изискванията на работния проект, за да се постигнат изискванията за оптимален и ефективен топлообмен. Както е изложено по-горе, конкретно изложените случаи и примери не биха могли да бъдат използвани за ограничаване или намаляване обхвата на изобретението, което е определено чрез претенциите по-долу и техните еквиваленти.
Таблица I Мощност
h s ! я e*l a s I S P
h i %n jn — r· 2 · 5 *t‘ § § K 8
— (S| — ГЧ f*| 5 I •«cccec * S Г ligI | I i |I 1 i.“vuSS I . Hs |?JpfS:8’8’5SS(5|« =|| м £ c Ι ί 8
•4 z a = з x а я Ξ 2 ϊ I- o =- = = = 9 5- =- 3> =- =- =- =-
ff 8 R SL a. = Я =- Б.R- s- 2- 5· 5- 5gj* ςΓ —Γ w O cf* C Ο Ο O
σ 5 ξ. p s· = я s- p s ε s =. o, s. ,4-^=-^=^^=0-=-=0 =
σ ou г 8 * = -- Β- ® s *- *- *-1 s·*» <*T 2 5₽f<*Ti*>m<nSOC
υ ST S' I 2- = X“ 3- J 5“ 5 j gT gf R-
i

Claims (11)

1. Метод за втечняване под налягане на газов поток с високо съдържание на метан (10), при който газовият поток се въвежда в топлообменник, контактуващ с първи охлаждащ цикъл (32), включващ най-малко един охлаждащ стадий (30), при което температурата на газовия поток се редуцира чрез топлообменник с една част от първи охлаждащ агент за да се получи охладен газов поток, характеризиращ се със следните етапи: а) въвеждане на охладения газов поток (18) в топлообменник, контактуващ с втори охлаждащ цикъл (33), включващ най-малко един охлаждащ стадий, при което температурата на охладения газов поток след това се редуцира чрез топлообменник с охлаждащ агент, за да се получи втечнен с високо съдържание на метан поток (19), като споменатият втори охлаждащ агент има точка на кипене, по-ниска от точката на кипене на първия охлаждащ агент, и вторият охлаждащ агент е частично охладен и кондензира посредством топлообменник с втора част от първия охлаждащ агент, за да се получи течен продукт (20) при температура над приблизително - 122°С (-170°F) и налягане, достатъчно за втечнения поток, за да бъде при или под неговата точка на кипене; и Ь) въвеждане на втечнения поток (20) в резервоар за съхранение (41) при температура над приблизително - 112°С (-170pF).
2. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че се пропуска през описаното обработване изпарен газ (21), получен от изпаряване на втечнен природен газ, с температура над приблизително - 112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене, като изпареният газ най-малко частично се втечнява чрез процеса на втечняване.
3. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че включва разделяне на изпарения газ на първи и втори поток, сгъстяване на първия поток и пропускане на сгъстения първи поток през процеса на втечняване предварително през най-малко последния охлаждащ стадий на втория охлаждащ цикъл, като споменатият втори поток се пропуска през топлообменник, за да се затопли вторият изпарен поток и да се охлади потокът от природен газ, като се използва затопленият втори изпарен поток като гориво.
4. Метод съгласно претенция 3, характеризиращ се с това, че включва въвеждане на първия поток от изпарен газ към газовия поток преди последния стадий на втория охлаждащ цикъл (33).
5. Метод съгласно претенция 3, характеризиращ се с това, че включва разделяне на изпарения газ (21) на първи и втори поток, сгъстяване (43) на първия поток и пропускане на сгъстения първи поток през топлообменник (42), пропускане на втория поток през топлообменника (42), за да се затопли вторият поток и да се охлади сгъстеният първи поток, и въвеждане на охладения сгъстен първи поток в потока от природен газ (18) преди наймалко последния стадий на втория охлаждащ цикъл (33).
6. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че газовият поток (10) съдържа метан и въглеводородни съединения, по-тежки от метана, и включва отделяне на преобладаващата част от по-тежките въглеводороди, за да се получи паров поток (12) с високо съдържание на метан и течен поток (13) с високо съдържание на по-тежки въглеводороди, като паровият поток след това се втечнява.
7. Метод съгласно претенция 6, при който течният поток (13) с високо съдържание на по-тежки въглеводороди се фракционира (36), като се получава пара (15) с високо съдържание на етан, която се комбинира с потока с високо съдържание на метан (18).
8. Метод съгласно претенция 1, при който втечняването на газовия поток (10) се осъществява, като се използват само два затворени охлаждащи цикъла (32 и 33) на каскадната система.
9. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че газовият поток (10) съдържа метан и въглеводородни съединения, по-тежки от метана, и включва след етап (а) допълнителните етапи на отделяне (36) на преобладаващата част от по-тежки въглеводороди, за да се получи газов поток (15), по същество свободен от въглеводороди, имащи три или повече въглеводородни атома, сгъстяване (44) на паровия поток (18), отново охлаждане (45 и 46) на газовия поток в най-малко един охлаждащ стадий с трета част от охлаждащия агент на първия охлаждащ цикъл (32), и след това продължаване с етап (Ь).
10. Метод съгласно претенция 1, при кой11 то сгъстеният газов поток с високо съдържание на метан (10) има налягане над 3 103 кРа (450 psia).
11. Метод за втечняване на поток от природен газ (10), при който потокът от при- 5 роден газ се охлажда посредством един или повече топлообменници (30 и 31) чрез средства от първия охлаждащ цикъл (32) на каскадна охлаждаща система, имаща два цикъла, характеризиращ с това, че включва следните етапи:
a) пропускане на охладения природен газ през фазов сепаратор (34), за да се получи първи паров поток (17) и течен поток (11);
b) пропускане на потока от втечнен природен газ (11) през апарат за отделяне на метана (35), за да се получи втори паров поток (12) и втори течен поток (13);
c) пропускане на втория течен поток (13) през инсталация за фракциониране (36), за да се получи кондензат (14), свеж охлаждащ агент (16) и трети паров поток (15);
d) комбиниране на първия (17), втория (12) и третия (15) паров поток и пропускане на комбинирания паров поток през един или повече топлообменници (37, 38 39), охлаждан (и) посредством втори охлаждащ цикъл (33) на каскадната охлаждаща система до най-малко частично охлаждане на комбинирания паров поток; и
e) пропускане на комбинирания паров поток от етап (d) през средство за разширяване (40), за да се получи втечнен природен газ (20), имащ температура над приблизително - 112°С (-170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при или под неговата точка на кипене.
BG104002A 1997-06-20 1999-12-13 Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане BG64011B1 (bg)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5028097P 1997-06-20 1997-06-20
US7968098P 1998-03-27 1998-03-27
PCT/US1998/012743 WO1998059207A1 (en) 1997-06-20 1998-06-18 Improved cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BG104002A BG104002A (bg) 2000-12-29
BG64011B1 true BG64011B1 (bg) 2003-09-30

Family

ID=26728102

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BG104002A BG64011B1 (bg) 1997-06-20 1999-12-13 Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане

Country Status (39)

Country Link
US (1) US6016665A (bg)
EP (1) EP1021690A4 (bg)
JP (1) JP4544652B2 (bg)
KR (1) KR100338882B1 (bg)
CN (1) CN1126929C (bg)
AR (1) AR012254A1 (bg)
AT (1) AT413601B (bg)
AU (1) AU738861B2 (bg)
BG (1) BG64011B1 (bg)
BR (1) BR9810221A (bg)
CA (1) CA2292710C (bg)
CH (1) CH694104A5 (bg)
CO (1) CO5040205A1 (bg)
CZ (1) CZ299016B6 (bg)
DE (1) DE19882492T1 (bg)
DK (1) DK174801B1 (bg)
DZ (1) DZ2534A1 (bg)
ES (1) ES2170629B2 (bg)
FI (1) FI19992706A (bg)
GB (1) GB2346954B (bg)
HU (1) HU222696B1 (bg)
ID (1) ID24478A (bg)
IL (1) IL133337A (bg)
MY (1) MY114064A (bg)
NO (1) NO312263B1 (bg)
NZ (1) NZ502044A (bg)
OA (1) OA11268A (bg)
PE (1) PE43999A1 (bg)
PL (1) PL189284B1 (bg)
RO (1) RO118483B1 (bg)
RU (1) RU2204094C2 (bg)
SE (1) SE518777C2 (bg)
SK (1) SK178799A3 (bg)
TN (1) TNSN98095A1 (bg)
TR (1) TR199903170T2 (bg)
TW (1) TW366410B (bg)
UA (1) UA49072C2 (bg)
WO (1) WO1998059207A1 (bg)
YU (1) YU67599A (bg)

Families Citing this family (67)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TW359736B (en) * 1997-06-20 1999-06-01 Exxon Production Research Co Systems for vehicular, land-based distribution of liquefied natural gas
US6446465B1 (en) * 1997-12-11 2002-09-10 Bhp Petroleum Pty, Ltd. Liquefaction process and apparatus
DZ2527A1 (fr) * 1997-12-19 2003-02-01 Exxon Production Research Co Pièces conteneurs et canalisations de traitement aptes à contenir et transporter des fluides à des températures cryogéniques.
US6289500B1 (en) * 1998-03-11 2001-09-11 International Business Machines Corporation Object mechanism and method that creates domain-neutral objects with domain-specific run-time extensions in an appropriate collection
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
MY117548A (en) * 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
US6202424B1 (en) * 1999-10-29 2001-03-20 Mayekawa Mfg. Co., Ltd. System for compressing contaminated 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
GB0006265D0 (en) 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6510706B2 (en) 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
TW573112B (en) * 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
FR2821351B1 (fr) * 2001-02-26 2003-05-16 Technip Cie Procede de recuperation d'ethane, mettant en oeuvre un cycle de refrigeration utilisant un melange d'au moins deux fluides refrigerants, gaz obtenus par ce procede, et installation de mise en oeuvre
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
UA76750C2 (uk) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Спосіб зрідження природного газу (варіанти)
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
BR0210218A (pt) 2001-06-29 2004-06-08 Exxonmobil Upstream Res Co Método de absorção para recuperar e método para separar componentes de c2+ de uma mistura lìquida pressurizada contendo c1 e c2+
US6560988B2 (en) 2001-07-20 2003-05-13 Exxonmobil Upstream Research Company Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6647744B2 (en) 2002-01-30 2003-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6658890B1 (en) * 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
US7769650B2 (en) * 2002-12-03 2010-08-03 Jp Morgan Chase Bank Network-based sub-allocation systems and methods for swaps
JP4912564B2 (ja) * 2003-11-18 2012-04-11 日揮株式会社 ガス液化プラント
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
WO2006022900A2 (en) * 2004-07-27 2006-03-02 Jp Morgan Chase Bank System and method for measuring communication-system infrastructure usage
EP1792130B1 (en) * 2004-08-06 2017-04-05 BP Corporation North America Inc. Natural gas liquefaction process
NO20051315L (no) * 2005-03-14 2006-09-15 Hamworthy Kse Gas Systems As System og metode for kjoling av en BOG strom
PL1861478T3 (pl) * 2005-03-16 2012-07-31 Fuelcor Llc Układy i sposoby do wytwarzania syntetycznych związków węglowodorowych
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
MX2008013462A (es) * 2006-06-02 2008-10-29 Ortloff Engineers Ltd Procesamiento de gas natural licuado.
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
KR100929097B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-30 현대중공업 주식회사 액화석유가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100925658B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-09 현대중공업 주식회사 액화천연가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100929095B1 (ko) * 2008-04-07 2009-11-30 현대중공업 주식회사 연료가스 공급과 액화 천연가스 생산이 동시에 가능한 액화천연가스 생산 장치
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
KR100918201B1 (ko) 2008-11-17 2009-09-21 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
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
CN102115683A (zh) * 2009-12-30 2011-07-06 中国科学院理化技术研究所 一种生产液化天然气的方法
RU2443851C1 (ru) * 2010-06-15 2012-02-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" Комплекс оборудования для отработки газовых месторождений
WO2012050273A1 (ko) * 2010-10-15 2012-04-19 대우조선해양 주식회사 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템
KR101106089B1 (ko) * 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
CN102425899B (zh) * 2011-11-03 2014-01-01 苏州市兴鲁空分设备科技发展有限公司 低温装置中低温冷冻机的使用方法
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
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
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
KR101613236B1 (ko) * 2015-07-08 2016-04-18 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박 및 이에 적용되는 증발가스 재액화 방법
US10443927B2 (en) 2015-09-09 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Mixed refrigerant distributed chilling scheme
WO2017101968A1 (en) * 2015-12-14 2017-06-22 Volvo Truck Corporation A gas tank arrangement
AU2017249441B2 (en) 2016-04-11 2021-05-27 Geoff Rowe A system and method for liquefying production gas from a gas source
CA2971469C (en) 2016-06-13 2023-05-02 Geoff Rowe System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system
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
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
EP3841344A1 (en) * 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
CN109556984B (zh) * 2018-12-07 2021-08-31 合肥通用机械研究院有限公司 快速充气预冷***及其使用方法
US11561043B2 (en) 2019-05-23 2023-01-24 Bcck Holding Company System and method for small scale LNG production
EP3907453A1 (fr) 2020-05-07 2021-11-10 Cryocollect Dispositif de refroidissement pour installation de liquéfaction de gaz

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1181049A (en) * 1967-12-20 1970-02-11 Messer Griesheim Gmbh Process for the Liquifaction of Natural Gas
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3581511A (en) * 1969-07-15 1971-06-01 Inst Gas Technology Liquefaction of natural gas using separated pure components as refrigerants
US3763658A (en) * 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
DE2110417A1 (de) * 1971-03-04 1972-09-21 Linde Ag Verfahren zum Verfluessigen und Unterkuehlen von Erdgas
US3763358A (en) * 1971-10-21 1973-10-02 D Cargille Interweaved matrix updating coordinate converter
US3970441A (en) * 1973-07-17 1976-07-20 Linde Aktiengesellschaft Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures
US4057972A (en) * 1973-09-14 1977-11-15 Exxon Research & Engineering Co. Fractional condensation of an NG feed with two independent refrigeration cycles
GB1572898A (en) * 1976-04-21 1980-08-06 Shell Int Research Process for the liquefaction of natural gas
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
JPS57204784A (en) * 1981-06-12 1982-12-15 Hajime Nishimura Manufacture of low-temperature liquefied gas
GB2106623B (en) * 1981-06-19 1984-11-07 British Gas Corp Liquifaction and storage of gas
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4504296A (en) * 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US4548629A (en) * 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
US4680041A (en) * 1985-12-30 1987-07-14 Phillips Petroleum Company Method for cooling normally gaseous material
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5287703A (en) * 1991-08-16 1994-02-22 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the recovery of C2 + or C3 + hydrocarbons
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5626034A (en) * 1995-11-17 1997-05-06 Manley; David Mixed refrigerants in ethylene recovery
US5746066A (en) * 1996-09-17 1998-05-05 Manley; David B. Pre-fractionation of cracked gas or olefins fractionation by one or two mixed refrigerant loops and cooling water

Also Published As

Publication number Publication date
ES2170629B2 (es) 2004-05-16
FI19992706A (fi) 1999-12-16
BG104002A (bg) 2000-12-29
IL133337A (en) 2003-05-29
PE43999A1 (es) 1999-05-24
DZ2534A1 (fr) 2003-02-08
GB9930045D0 (en) 2000-02-09
HUP0002816A3 (en) 2001-02-28
MY114064A (en) 2002-07-31
NO996327D0 (no) 1999-12-20
HU222696B1 (hu) 2003-09-29
OA11268A (en) 2003-07-30
ES2170629A1 (es) 2002-08-01
DK174801B1 (da) 2003-11-24
AU7978798A (en) 1999-01-04
TNSN98095A1 (fr) 2000-12-29
CA2292710A1 (en) 1998-12-30
CN1126929C (zh) 2003-11-05
DK199901820A (da) 1999-12-20
AT413601B (de) 2006-04-15
SE9904515L (sv) 1999-12-10
KR20010014040A (ko) 2001-02-26
ATA907898A (de) 2005-08-15
PL337425A1 (en) 2000-08-14
KR100338882B1 (ko) 2002-05-30
GB2346954A (en) 2000-08-23
NO312263B1 (no) 2002-04-15
SE9904515D0 (sv) 1999-12-10
HUP0002816A2 (hu) 2000-12-28
AU738861B2 (en) 2001-09-27
CO5040205A1 (es) 2001-05-29
AR012254A1 (es) 2000-09-27
NZ502044A (en) 2000-09-29
SK178799A3 (en) 2000-11-07
RO118483B1 (ro) 2003-05-30
JP4544652B2 (ja) 2010-09-15
CA2292710C (en) 2008-11-18
CH694104A5 (de) 2004-07-15
CZ9904557A3 (en) 2001-05-16
NO996327L (no) 2000-02-21
CZ299016B6 (cs) 2008-04-02
EP1021690A1 (en) 2000-07-26
UA49072C2 (uk) 2002-09-16
GB2346954B (en) 2001-07-25
SE518777C2 (sv) 2002-11-19
DE19882492T1 (de) 2000-05-31
TR199903170T2 (xx) 2000-03-21
US6016665A (en) 2000-01-25
RU2204094C2 (ru) 2003-05-10
YU67599A (sh) 2001-07-10
WO1998059207A1 (en) 1998-12-30
JP2002510382A (ja) 2002-04-02
ID24478A (id) 2000-07-20
PL189284B1 (pl) 2005-07-29
CN1261430A (zh) 2000-07-26
BR9810221A (pt) 2000-08-08
EP1021690A4 (en) 2002-05-15
IL133337A0 (en) 2001-04-30
TW366410B (en) 1999-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
RU2224961C2 (ru) Способ удаления летучих компонентов из природного газа
US7100399B2 (en) Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column
CN1969161B (zh) 半闭环法
CN100417903C (zh) 低温天然气加工设施中用于液化天然气的方法和设备
CA1109388A (en) Process and apparatus for liquefying natural gas
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas