EA005326B1 - Сжижение природного газа - Google Patents

Сжижение природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA005326B1
EA005326B1 EA200400014A EA200400014A EA005326B1 EA 005326 B1 EA005326 B1 EA 005326B1 EA 200400014 A EA200400014 A EA 200400014A EA 200400014 A EA200400014 A EA 200400014A EA 005326 B1 EA005326 B1 EA 005326B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
order
receive
natural gas
distillation column
Prior art date
Application number
EA200400014A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400014A1 (ru
Inventor
Джон Д. Уилкинсон
Хэнк М. Хадсон
Кайл Т. Кьюллар
Original Assignee
Элккорп
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 Элккорп filed Critical Элккорп
Publication of EA200400014A1 publication Critical patent/EA200400014A1/ru
Publication of EA005326B1 publication Critical patent/EA005326B1/ru

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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0057—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream after expansion of the liquid refrigerant stream with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • 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
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F25J1/0241—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling wherein the overhead cooling comprises providing reflux for a 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • 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
    • 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
    • F25J2230/60—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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.

Landscapes

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

Abstract

Описан способ сжижения природного газа (50) совместно с производством потока жидкости, содержащего преобладающее количество углеводородов, более тяжелых, чем метан (41). В этом способе сжижаемый поток (31) природного газа частично охлаждают, расширяют до промежуточного давления (14, 15) и подают в перегонную колонну (19). Продукт (41) с нижней части перегонной колонны предпочтительно содержит основную часть любых углеводородов, более тяжелых, чем метан, в противном случае уменьшается чистота сжиженного природного газа (50). Поток (37) остаточного газа из перегонной колонны (19) сжимают (16) до более высокого промежуточного давления, охлаждают под давлением (60), чтобы сконденсировать его, и затем расширяют (61) до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа.

Description

Предпосылки к созданию изобретения
Это изобретение относится к способу обработки природного газа или других богатых метаном потоков газа для того, чтобы производить поток сжиженного природного газа (СПГ), который имеет высокую чистоту метана, и поток жидкости, преимущественно содержащий углеводороды тяжелее, чем метан.
Природный газ обычно добывают из скважин, пробуренных в подземных пластах. Он обычно имеет основную долю метана, т.е. метан составляет по меньшей мере 50 мол.% газа. В зависимости от конкретного подземного пласта, природный газ также содержит относительно меньшие количества более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутаны, пентаны и тому подобные, так же, как воду, водород, азот, двуокись углерода и другие газы.
Наибольшая часть природного газа перерабатывается в газообразной форме. Наиболее обычные средства для транспортирования природного газа от устья скважины до установок по обработке газа и оттуда к потребителям природного газа представляют собой трубопроводы для прохождения газа под высоким давлением. В ряде обстоятельств, однако, было найдено необходимым и/или желательным сжижать природный газ либо для транспортирования, либо для использования. В отдаленных местах, например, часто нет инфраструктуры трубопроводов, которая дала бы возможность удобного транспортирования природного газа на рынок. В этих случаях гораздо меньший удельный объем СПГ по отношению к природному газу в газообразном состоянии может значительно уменьшить цены на транспортирование путем создания возможности поставлять СПГ с использованием грузовых судов и транспортных грузовиков.
Другим обстоятельством, для которого может быть полезным сжижение природного газа, является использование его в качестве топлива для двигателей транспортных средств. В больших столичных районах имеются парки автобусов, такси и грузовиков, которые могут приводится в движение посредством СПГ, если имеется доступный экономичный источник СПГ. Такие транспортные средства с СПГ в качестве топлива производят значительно меньшее загрязнение воздуха в связи с чистотой горения природного газа по сравнению с аналогичными транспортными средствами, которые приводятся в действие бензиновыми и дизельными двигателями, в которых сжигаются углеводороды с более высоким молекулярным весом. Кроме того, если СПГ имеет высокую чистоту (т.е. когда чистота метана составляет 95 мол.% или выше), количество произведенной двуокиси углерода («парникового газа») значительно меньше благодаря более низкому отношению углерод/водород для метана по сравнению со всеми другими углеводородными топливами.
Настоящее изобретение в основном связано со сжижением природного газа, в то же время в качестве побочного продукта производится поток жидкости, состоящий в основном из углеводородов тяжелее, чем метан, таких как природный газоконденсат (ПГК), состоящий из этана, пропана, бутанов и более тяжелых компонентов углеводородов, сжиженный нефтяной газ (СНГ), состоящий из пропана, бутанов и более тяжелых компонентов углеводородов, или конденсат, состоящий из бутанов и более тяжелых компонентов углеводородов. Производство в качестве побочного продукта потока жидкости имеет два важных преимущества: произведенный СПГ имеет высокую чистоту метана, и жидкий побочный продукт является ценным продуктом, который может использоваться для многих других целей. Типичный анализ потока природного газа, который обрабатывается в соответствии с этим изобретением, представляет собой, в приблизительных мольных процентах, 84,2% метана, 7,9% этана и других компонентов С2, 4,9% пропана и других компонентов С3, 1,0% изобутана. 1,1% нормального бутана, 0,8% пентана плюс, и остаток составляют азот и двуокись углерода. Серосодержащие газы иногда также присутствуют.
Имеется ряд способов, известных для сжижения природного газа. Например, см. Είπη, Абпап 1., Огаи1 Ь. Ιοίιηδοη. апб Теггу В. Тошйпзоп, 'ΈΝΟ Тес11по1оду Гог ОЕГзйоге апб М1б-8са1е Рктй. Ргосеебшдз оГ 1йе 8еуеЩу-№п111 Αηииа1 Сопуепбоп оГ 1йе баз Ргосеззогз Аззогаайоп, рр. 429-450, А11ап1а, Оеогща, Магсй 13-15, 2000 апб К1ккача, Уоз1Шзидг Мазаак ОЫсЫ, апб №поз1и №/а\\щ ОрШш/е 1йе Рочег 8уз1еш оГ Вазе1оаб ΤΝΟ Р1ап1, Ргосеебшдз оГ Не Е1дййе1й Аппиа1 Сопуепйоп оГ Не баз Ргосеззогз Аззос1а!юп, 8ап Ап1ошо, Техаз, Магсй 12-14, 2001 для обслуживания ряда таких процессов. Патенты США №№ 4,445,917; 4,525,185; 4,545,795; 4,755,200; 5,291,736; 5,363,655; 5,365,740; 5,600,969; 5,615,561; 5,651,269; 5,755,114; 5,893,274; 6,014,869; 6,062,041; 6,119,479; 6,125,653; 6,250,105 В1; 6,269,655 В1; 6,272,882 В1; 6,308,531 В1; 6,324,867 В1; и 6,347,532 В1 также описывают относящиеся к этому процессы. Эти способы в основном включают стадии, на которых природный газ очищается (путем удаления воды и вредных соединений, таких как двуокись углерода и соединения серы), охлаждается, конденсируется и расширяется. Охлаждение и конденсация природного газа могут совершаться многими различными способами. В «каскадном охлаждении» используется теплообмен природного газа с несколькими хладагентами, имеющими постепенно понижающиеся точки кипения, такими как пропан, этан и метан. В качестве альтернативы этот теплообмен может совершаться с использованием одного хладагента путем испарения хладагента при нескольких различных величинах давления. В «многокомпонентном охлаждении» используется теплообмен природного газа с одним или более жидкими хладагентами, состоящими из нескольких холодильных компонентов вместо множества однокомпонентных хладагентов. Расшире
-1005326 ние природного газа может совершаться как изэнтальпически (с использованием, например, расширения Джоуля-Томсона), так и изэнтропически (с использованием, например, рабочего турбодетандера).
Независимо от способа, использованного для сжижения потока природного газа, обычно требуется удалять значительную фракцию углеводородов, более тяжелых, чем метан, перед тем, как сжижается богатый метаном поток. Причины этой стадии удаления углеводородов являются многочисленными, включая необходимость контроля теплотворной способности потока СПГ, а также ценность этих более тяжелых компонентов углеводородов, как продуктов с их собственными параметрами. К несчастью, мало внимания обращалось до сих пор на эффективность стадии удаления углеводородов.
В соответствии с настоящим изобретением было обнаружено, что внимательное объединение стадии удаления углеводородов в процессе сжижения СПГ может произвести как СПГ, так и отдельный жидкий продукт, состоящий из более тяжелых углеводородов, с использованием значительно меньшей энергии, чем процессы по известному уровню техники. Настоящее изобретение, несмотря на то, что оно применимо при более низких давлениях, особенно выгодно при обработке исходных газов в диапазоне от 400 до 1500 рыа [от 2758 до 10342 кРа(а)] или выше.
Для лучшего понимания настоящего изобретения сделаны ссылки на следующие примеры и чертежи.
Фиг. 1 представляет собой карту технологического процесса установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде ПГК в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 2 представляет собой фазовую диаграмму давление-энтальпия для метана, используемую для иллюстрации преимуществ настоящего изобретения по отношению к способам по известному уровню техники;
фиг. 3 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде ПГК в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 4 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде СПГ в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 5 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде конденсата в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 6 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 7 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 8 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 9 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 10 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 11 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 12 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 13 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 14 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 15 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
-2005326 фиг. 16 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 17 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 18 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 19 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 20 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением; и фиг. 21 представляет собой карту технологического процесса альтернативной установки для сжижения природного газа, приспособленной для производства побочного продукта в виде потока жидкости в соответствии с настоящим изобретением.
В последующем объяснении приведенных выше фигур предусмотрены таблицы, в которых суммируются расходы потоков, рассчитанные для типичных условий процесса. В таблицах, приведенных здесь, значения расходов потоков (в молях в час) округлены до ближайшего целого числа для удобства. Общие расходы потоков, показанные в таблицах, включают все не углеводородные компоненты и, следовательно, значительно больше, чем сумма расходов потоков компонентов углеводородов. Показанные температуры являются приблизительными величинами, округленными до ближайшего градуса. Необходимо также отметить,что проектные расчеты процессов, произведенные с целью сравнения процессов, изображенных на фигурах, основаны на предположении, что нет утечки тепла из окружающей среды (или в нее) в процесс (или из него). Качество имеющихся в продаже изоляционных материалов делает это очень рациональным предположением и одним из тех, которые обычно делаются специалистами в этой области техники.
Для удобства параметры процесса представлены как в традиционных британских единицах, так и в единицах Международной Системы Единиц (СИ). Молярные расходы потоков, приведенные в таблицах, могут быть представлены либо как фунт· моль в час, либо килограмм-моль в час. Расходы энергии, приведенные как лошадиные силы (л.с.) и/или тысячи британских тепловых единиц в час (МВТи/Нг) соответствуют установленным молярным расходам потоков в фунт· моль в час. Расходы энергии, представленные в киловаттах (кВт), соответствуют установленным молярным расходам потоков в кг· моль в час. Производительности, указанные как фунты в час (фунт/ч), соответствуют установленным молярным расходам потоков в фунт·моль в час. Проиводительности, указанные как килограммы в час (кг/ч), соответствуют установленным молярным расходам в килограмм· моль в час.
Описание изобретения
Пример 1.
Обратившись теперь к фиг. 1, мы начнем с иллюстрации процесса в соответствии с настоящим изобретением, в котором требуется производить в качестве побочного продукта ПГК, содержащий большую часть этана и более тяжелых компонентов в потоке подаваемого природного газа. В этом моделировании настоящего изобретения, входящий газ входит в установку при 90°Е [32°С] и 1285 рма [8860 кПа(а)] как поток 31. Если входящий газ содержит концентрацию двуокиси углерода и/или соединения серы, которые препятствуют соответствию потоков продуктов техническим условиям, эти соединения удаляются путем соответствующей предварительной обработки подаваемого газа (не показано). Кроме того, подаваемый поток обычно обезвоживается для предотвращения образования гидрата (льда) в криогенных условиях. Твердый осушитель обычно используется для этой цели.
Подаваемый поток 31 охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с потоками хладагента и жидкостями сбоку ребойлера деметанизатора при -68°Е [-55°С] (поток 40). Отметим, что во всех случаях теплообменник 10 представляет собой либо множество отдельных теплообменников, либо один многоходовый теплообменник, либо любое их сочетание. (Решение об использовании более чем одного теплообменника для указанных целей охлаждения зависит от ряда факторов, включающих расход входящего газа, размер теплообменника, температуры потоков и т.п., но не ограниченных этим). Охлажденный поток 31а входит в сепаратор 11 при -30°Е [-34°С] и 1278 рма [8812 кПа(а)], в котором пар (поток 32) сепарируется от сконденсированной жидкости (поток 33).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 разделяется на два потока, 34 и 36. Поток 34, содержащий примерно 20% всего пара, объединяется со сконденсированной жидкостью потоком 33 для образования потока 35. Объединенный поток 35 проходит через теплообменник 13 в соотношении теплообмена с потоком хладагента 71е, в результате чего охлаждается и по существу конденсируется поток 35а. По существу
-3005326 сконденсированный поток 35а при -120°Р [-85°С] затем расширяется путем мгновенного испарения посредством соответствующего расширительного устройства, такого как дроссельный вентиль 14, до рабочего давления (примерно 465 рыа [3206 кПа(а)] ректификационной колонны 19. В продолжение расширения часть потока испаряется, в результате чего охлаждается весь поток. В процессе, показанном на фиг. 1, расширенный поток 35Ь, выходящий из дроссельного вентиля 14, достигает температуры -122°Р [-86°С] и подается в среднее место подачи в секции деметанизации 19Ь ректификационной колонны 19.
Остальные 80% пара из сепаратора 11 (поток 36) входят в рабочую расширительную машину 15, в которой механическая энергия извлекается из этой части подачи под высоким давлением. В машине 15 производится расширение пара, по существу, изэнтропически от давления примерно 1278 рыа [8812 кПа(а)], до рабочего давления колонны, причем работа расширения охлаждает расширенный поток 36а до температуры примерно -103°Р [-75°С]. Типичные имеющиеся в продаже детандеры имеют возможность извлекать порядка 80-85% работы, которой теоретически располагает идеальное изэнтропическое расширение. Извлекаемая работа часто используется для привода центробежного компрессора (такого, как показан позицией 16), который может быть использован для повторного сжатия газа с верха колонны (поток 38), например. Расширенный и частично сконденсированный поток 36а подается как подача в перегонную колонну 19 в нижнее место подачи в середине колонны.
Деметанизатор в ректификационной колонне 19 представляет собой обычную перегонную колонну, содержащую множество разделенных промежутками по вертикали тарелок, один или более слоев насадки, или некоторое сочетание тарелок и насадки. Как часто бывает в случае установок для обработки природного газа, ректификационная колонна может состоять из двух секций. Верхняя секция 19а представляет собой сепаратор, в котором подача сверху разделяется на соответствующие части пара и жидкости, и в которую пар, поднимающийся из нижней перегонной секции или секции деметанизации 19Ь, соединяется с частью пара (при наличии) из подачи сверху, чтобы образовать холодный пар с верха деметанизатора (поток 37), который выходит с верха колонны при -135°Р [-93°С]. Нижняя секция деметанизации 19Ь содержит тарелки и/или насадку и обеспечивает необходимый контакт между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деметанизации также включает один или более ребойлеров (таких как ребойлер 20), которые нагревают и испаряют часть жидкостей, проходящих вниз колонны, чтобы создать пары отгонки легких фракций, которые проходят в верх колонны. Поток 41 жидкого продукта выходит с низа колонны при 115°Р [46°С], на основе типичных технических условий отношения метана к этану 0,020:1 на молярной основе донного продукта.
Пар с верха деметанизатора (поток 37) нагревают до 90°Р [32°С] в теплообменнике 24, и часть нагретого пара с верха деметанизатора отводят для использования в качестве топливного газа (поток 48) для установки. (Количество топливного газа, которое должно быть отведено, в значительной степени определяется топливом, требуемым для машин и/или турбин, приводящих в действие газовые компрессоры на установке, такие как компрессоры 64, 66 и 68 хладагента в этом примере). Остаток нагретого пара с верха деметанизатора (поток 38) сжимается компрессором 16, который приводится в действие расширительными машинами 15, 61 и 63. После охлаждения до 100°Р [38°С] охладителя на выходе 25, поток 38Ь охлаждается далее до -123°Р [-86°С] в теплообменнике 24 путем поперечного теплообмена с холодным паром с верха деметанизатора, поток 37.
Поток 38с затем входит в теплообменник 60 и дополнительно охлаждается потоком хладагента 716. После охлаждения до промежуточной температуры, поток 38с разделяется на две части. Первая часть, поток 49, дополнительно охлаждается в теплообменнике 60 до -257°Р [-160°С], чтобы сконденсироваться и переохладиться, после чего он входит в рабочую расширительную машину 61, в которой механическая энергия извлекается из потока. В машине 61 расширяется поток жидкости 49, по существу, изэнтропически, от давления примерно 562 рыа [3878 кПа(а)] до давления хранения СПГ (15,5 рыа [107 кПа(а)]), немного выше атмосферного давления. Работа расширения охлаждает расширенный поток 49а до температуры примерно -258°Р [-161°С], после чего он затем направляется в резервуар 62 для хранения СПГ, в котором сохраняется продукт СПГ (поток 50).
Поток 39, другая часть потока 38с, отводится от теплообменника 60 при -160°Р [-107°С] и расширяется путем мгновенного испарения посредством соответствующего расширительного устройства, такого как дроссельный вентиль 17, до рабочего давления ректификационной колонны 19. В процессе, показанном на фиг. 1, нет испарения в расширенном потоке 39а, поэтому его температура падает только незначительно до -161°Р [-107°С] на выходе из дроссельного вентиля 17. Расширенный поток 39а затем подается в секцию 19а сепарации в верхней части ректификационной колонны 19. Жидкость, отделенная в ней, становится верхней подачей в секцию 19Ь деметанизации.
Все охлаждение для потоков 35 и 38с обеспечивается холодильным контуром замкнутого цикла. Рабочая текучая среда для этого цикла представляет собой смесь углеводородов и азота, причем состав смеси регулируется при необходимости, чтобы обеспечить требуемую температуру хладагента во время конденсации при соответствующем давлении с использованием доступной охлаждающей среды. В этом случае предполагается конденсация при помощи охлаждающей воды, поэтому смесь хладагентов, состоящая из азота, метана, этана, пропана и более тяжелых углеводородов, используется для имитации
-4005326 процесса по фиг. 1. Состав потока в примерных мольных процентах составляет 7,5% азота, 41,0% метана, 41,5% этана и 10,0% пропана, причем остаток составляют более тяжелые углеводороды.
Поток 71 хладагента выходит из выхода охладителя 69 при 100°Р [38°С] и 607 рыа [485 кПа(а)]. Он входит в теплообменник 10 и охлаждается до -31°Р [-35°С] и частично конденсируется посредством частично нагретого расширенного потока хладагенте 71Б и посредством других потоков хладагентов. Для моделирования фиг. 1 было высказано предположение, что эти потоки других хладагентов представляют собой хладагент пропан торгового сорта при трех различных величинах температур и давлений. Частично сконденсированный поток хладагента 71а затем входит в теплообменник 13 для дальнейшего охлаждения до -114°Р [-81°С] посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71е, конденсирует и частично переохлаждает хладагент (поток 71Ь). Хладагент в дальнейшем переохлаждается до 257°Р [-160°С] в теплообменнике 60 посредством расширенного потока хладагента 716. Поток переохлажденной жидкости 71с входит в рабочую расширительную машину 63, в которой механическая энергия извлекается из потока, когда он расширяется, по существу, изэнтропически от давления примерно 586 рыа [4040 кПа(а)], до примерно 34 рща [234 кПа(а)]. В продолжение расширения часть пара испаряется, в результате чего охлаждается весь поток до -263°Р [-164°С] (поток 716). Расширенный поток 716 затем возвращается в теплообменники 60, 13 и 10, где он обеспечивает охлаждение потока 38с, потока 35 и хладагента (потоки 71, 71а и 71Ь), когда он испаряется и перегревается.
Перегретый пар хладагента (поток 71д) выходит из теплообменника 10 при 93°Р [34°С] и сжимается в трех ступенях до 617 рыа [4254 кПа(а)]. Каждая из трех ступеней сжатия (компрессоры хладагента 64, 66 и 68) приводится в действие дополнительным источником энергии и сопровождается охладителем (охладители на выходе 65, 67 и 69) для отвода теплоты сжатия. Сжатый поток 71 из выхода холодильника 69 возвращается в теплообменник 10 для завершения цикла.
Суммарные расходы потоков и затраты энергии в процессе, показанном на фиг. 1, приведены в следующей таблице.
Таблица 1 (фиг. 1)
Суммарный расход потока - фунт-моль/ч [кг-моль/ч]
Поток Метан Этан Пропан Бутаныч Итого
31 40977 3861 2408 1404 48656
32 32360 2675 1469 701 37209
33 8617 1186 939 703 11447
34 6472 535 294 140 7442
36 25888 2140 1175 561 29767
37 47771 223 0 0 48000
39 6867 32 0 0 6900
41 73 3670 2408 1404 7556
48 3168 15 0 0 3184
50 37736 176 0 0 37916
Извлечения в ПГК*
Этан
95,06%
Пропан
100,00%
Бутаныч
100,00%
Производительность
308147 фунт/ч [308147
Продукт СПГ
Производительность
610813 фунт/ч [610813 кг/ч]
Чистота
99,52%
Низшая теплотворная
Способность
912,3 вти/зсг [33,99 МДж/м3]
Энергия
Сжатие хладагента
103957 лс [170904 кВт]
Сжатие пропана
33815 лс [55591 кВт]
Общее сжатие
137772 лс
Использованное тепло
Ребойлер деметанизатора
29364 ΜΒΤϋ/Нг (На основе округленных расходов потока)
Эффективность процессов производства СПГ обычно сравнивают с использованием требуемого «удельного расхода энергии», который представляет собой отношение общей энергии сжатия при охлаждении к общей производительности по жидкости. Опубликованная информация об удельном расходе энергии для процессов по известному уровню техники для производства СПГ показывает, что он находится в диапазоне от 0,168 л.с.-ч/фунт [0,276 кВт-ч/кг] до 0,182 л.с.-ч/фунт [0,300 кВт-ч/кг], что, как предполагается, основано на показателе процесса работы 340 дней в году для установки производства СПГ. На той же основе удельный расход энергии по фиг. 1 конструктивного исполнения по настоящему изо
-5005326 бретению составляет 0,161 л.с.-ч/фунт [0,265 кВт-ч/кг], что дает повышение эффективности на 4-13% сверх процессов по известному уровню техники. Далее необходимо отметить, что удельный расход энергии в процессах по известному уровню техники основан на производстве в качестве побочных продуктов только потоков жидкого СНГ (С3 и более тяжелые углеводороды) или конденсата (С4 и более тяжелые углеводороды), при относительно низких величинах извлечения, а не потока жидкого ПГК (С2 и более тяжелые углеводороды), как показано на этом примере по настоящему изобретению. Процессы по известному уровню техники требуют гораздо больше энергии охлаждения для производства в качестве побочного продукта потока ПГК вместо потока СНГ или потока конденсата.
Имеется два основных фактора, которые имеют значение в повышении эффективности по настоящему изобретению. Первый фактор может быть понят путем исследования термодинамики процесса сжижения, когда он применяется к потоку газа высокого давления, такому, как тот, о котором идет речь в этом примере.
Поскольку основным компонентом в этом потоке является метан, термодинамические параметры метана могут быть использованы в целях сравнения цикла сжижения, используемого в процессах по известному уровню техники, по сравнению с циклом, используемым в настоящем изобретении. На фиг. 2 приведена фазовая диаграмма давление-энтальпия для метана. В большинстве циклов сжижения по известному уровню техники все охлаждение потока газа производится, когда поток находится при высоком давлении (линия А-В), после чего поток затем расширяется (линия В-С) до давления в резервуаре для хранения СПГ (несколько больше, чем атмосферное давление). Эта стадия расширения может использоваться в рабочей расширительной машине, которая обычно имеет возможность извлечения порядка 7580% работы, которая доступна теоретически в идеальном изэнтропическом расширении. В интересах упрощения, полное изэнтропическое расширение показано на фиг. 2 для линии В-С. Даже при этом уменьшение энтальпии, создаваемое этой работой расширения, очень мало, потому что линии постоянной энтропии являются близкими к вертикали на участке жидкости фазовой диаграммы.
Противоположность этому представляет цикл сжижения по настоящему изобретению. После частичного охлаждения при высоком давлении (линия А-А'), поток газа затем производит работу расширения (линия А'-А), до промежуточного давления. (Снова полностью изэнтропическое расширение показано в интересах упрощения). Остальное охлаждение выполняют при промежуточном давлении (линия А-В'), и поток затем расширяется (линия В'-С) до давления в резервуаре для хранения СПГ. Поскольку линии постоянной энтропии наклонены менее круто в области пара фазовой диаграммы, значительно большее понижение энтальпии обеспечивается на первой стадии работы расширения (линия А'-А) настоящего изобретения. Таким образом, общее количество охлаждения, требуемое для настоящего изобретения, (сумма линий А-А' и А-В') является меньшим, чем охлаждение, требуемое для процессов по известному уровню техники (линия А-В), понижая охлаждение (и поэтому сжатие при охлаждении), требуемое для сжижения потока газа.
Второй фактор, объясняющий улучшенную эффективность настоящего изобретения, представляет собой лучшие эксплуатационные качества установок для перегонки углеводородов при низких рабочих давлениях. Стадия удаления углеводорода в большинстве процессов по известному уровню техники выполняется при высоком давлении с использованием колонны-скруббера, в которой используются холодные жидкие углеводороды в качестве потока абсорбента для удаления более тяжелых углеводородов из входящего потока газа. Работа колонны-скруббера при высоком давлении не очень эффективна в результате того, что происходит побочная абсорбция значительной фракции метана и этана из потока газа, которые должны впоследствии быть отпарены от абсорбирующей жидкости и охлаждены, чтобы стать частью продукта СПГ. В настоящем изобретении стадия удаления углеводородов производится при промежуточном давлении, при котором равновесие пар-жидкость является значительно более предпочтительным, результатом чего является очень эффективное извлечение желательных более тяжелых углеводородов в потоке жидкого побочного продукта.
Пример 2.
Если технические условия на продукт СПГ дают возможность большую часть этана, содержащегося в подаваемом газе, извлекать в продукт СПГ, может быть использовано более простое конструктивное исполнение по настоящему изобретению. На фиг. 3 показано такое альтернативное конструктивное исполнение. Состав входящего газа и условия, предполагаемые в процессе, представленном на фиг. 3, являются теми же, что на фиг. 1. Соответственно, процесс по фиг. 3 можно сравнить с конструктивным исполнением, изображенным на фиг.1.
В моделировании процесса по фиг. 3, схема охлаждения входящего газа, сепарации и расширения для секции извлечения ПГК в основном та же, что использована на фиг. 1. Входящий газ входит в установку при 90°Е [32°С] и 1285 рыа [8860 кПа(а)] как поток 31 и охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с потоками хладагента и жидкостями со стороны ребойлера деметанизатора при -35°Е [-37°С] (поток 40). Охлажденный поток 31а входит в сепаратор 11 при -30°Е [-34°С] и 1278 рыа [8812 кПа(а)], в котором пар (поток 32) отделяется от сконденсированной жидкости (поток 33).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 разделяется на два потока 34 и 36. Поток 34, содержащий примерно 20% всего пара, объединяется со сконденсированной жидкостью потоком 33, чтобы образовать поток 35.
-6005326
Объединенный поток 35 проходит через теплообменник 13 в соотношении теплообмена с потоком хладагента 71е, в результате чего охлаждается и, по существу, конденсируется поток 35а. По существу сконденсированный поток 35а при -120°Р [-85°С] затем расширяется посредством мгновенного испарения при помощи соответствующего расширительного устройства, такого как дроссельный вентиль 14, до рабочего давления (приблизительно 465 р81а [3206 кПа(а)]) ректификационной колонны 19. В продолжение расширения часть потока испаряется, в результате чего охлаждается весь поток. В процессе, показанном на фиг. 3, расширенный поток 35Ь, выходящий из дроссельного вентиля 14, достигает температуры -122°Р [-86°С] и подается в секцию сепарации в верхней части ректификационной колонны 19. Жидкости, отделенные здесь, становятся с подачей сверху в секцию деметанизации в нижней части ректификационной колонны 19.
Остальные 80% пара из сепаратора 11 (поток 36) входят в рабочую расширительную машину 15, в которой механическая энергия извлекается из этой части подачи под высоким давлением. В машине 15 производится расширение пара, по существу, изэнтропически от давления примерно 1278 рыа [8812 кПа(а)] до рабочего давления колонны, причем работа расширения охлаждает расширенный поток 36а до температуры примерно -103°Р [-75°С]. Расширенный и частично сконденсированный поток 36а подается, как подаваемый в перегонную колонну 19 в место подачи в середине колонны.
Холодный пар с верха деметанизатора (поток 37) выходит с верха ректификационной колонны 19 при -123°Р [-86°С]. Поток 41 жидкого продукта, который выходит с низа колонны при 118°Р [48°С], соответствует типичным техническим условиям отношения метана к этану 0,020:1 на молярной основе донного продукта.
Пар с верха деметанизатора (поток 37) нагревают до 90°Р [32°С] в теплообменнике 24 и часть (поток 48) затем отводят для использования в качестве топливного газа для установки. Остаток нагретого пара с верха деметанизатора (поток 49) сжимается компрессором 16. После охлаждения до 100°Р [38°С] в охладителе на выходе 25, поток 49Ь охлаждается далее до -112°Р [-80°С] в теплообменнике 24 путем поперечного теплообмена с холодным паром с верха деметанизатора потоком 37.
Поток 49с затем входит в теплообменник 60 и дополнительно охлаждается потоком хладагента 716 до -257°Р [-160°С], чтобы сконденсироваться и переохладиться, после чего он входит в рабочую расширительную машину 61, в которой механическая энергия извлекается из потока. В машине 61 поток жидкости 49 расширяется, по существу, изэнтропически от давления примерно 583 рыа [4021 кПа(а)] до давления хранения СПГ (15,5 рыа [107 кПа(а)]), немного выше атмосферного давления. Работа расширения охлаждает расширенный поток 49е до температуры примерно -258°Р [-161°С], после чего он затем направляется в резервуар 62 для хранения СПГ, в котором сохраняется продукт СПГ (поток 50).
Аналогично способу по фиг. 1, все охлаждение потоков 35 и 49с предусмотрено путем охлаждающего контура с замкнутым циклом. Состав потока, используемого как рабочая жидкость, в цикле для способа по фиг. 3 в примерных мольных процентах составляет 7,5% азота, 40,0% метана, 42,5% этана и 10,0% пропана, причем остаток составляют более тяжелые углеводороды. Поток хладагента 71 выходит из охладителя на выходе 69 при 100°Р [38°С] и 607 рыа [4185 кПа(а)]. Он входит в теплообменник 10 и охлаждается до -31°Р [-35°С] и частично конденсируется посредством частично нагретого расширенного потока хладагенте 71£ и посредством других потоков хладагентов. Для моделирования фиг. 3 было высказано предположение, что это другие потоки хладагентов представляют собой хладагент пропан торгового сорта при трех различных величинах температур и давлений. Частично сконденсированный поток хладагента 71а затем входит в теплообменник 13 для дальнейшего охлаждения до -121°Р [-85°С] посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71е, конденсации и частичного переохлаждения хладагента (поток 71Ь). Хладагент в дальнейшем переохлаждается до -257°Р [-160°С] в теплообменнике 60 посредством расширенного потока хладагента 716. Поток переохлажденной жидкости 71с входит в рабочую расширительную машину 63, в которой механическая энергия извлекается из потока, когда он расширяется, по существу, изэнтропически от давления примерно 586 рыа [4040 кПа(а)] до примерно 34 рыа [234 кПа(а)]. В продолжение расширения часть потока испаряется, в результате чего весь поток охлаждается до -263°Р [-164°С] (поток 716). Расширенный поток 716 затем возвращается в теплообменники 60, 13 и 10, где он обеспечивает охлаждение потока 38с, потока 35 и хладагента (потоки 71, 71а и 71Ь), когда он испаряется и перегревается.
Перегретый пар хладагента (поток 71д) выходит из теплообменника 10 при 93°Р [34°С] и сжимается в трех ступенях до 617 рыа [4254 кПа(а)]. Каждая из трех ступеней сжатия (компрессоры хладагента 64, 66 и 68) приводится в действие дополнительным источником энергии и сопровождается охладителем (охладители на выходе 65, 67 и 69) для отвода теплоты сжатия. Сжатый поток 71 из охладителя на выходе 69 возвращается в теплообменник 10 для завершения цикла.
Суммарные расходы потоков и затраты энергии в процессе, показанном на фиг. 1, приведены в следующей таблице.
-7005326
Суммарный расход потока - фунт-моль/ч [кг-моли/ч]
Поток
Метан
40977
32360
6472
25888
40910
2969
Этан
3861
2675
1186
535
2140
480
3381
Пропан
2408
1469
939
294
1175
2346
Пропан
1404
701
703
140
561
1397
Итого
48656
37209
11447
7442
29767
41465
7191
3009
Таблица II (фиг. 3)
38456
37941
445
Извлечения в ПГК*
Этан 87,57%
Пропан 97,41%
Бутаны+ 99,47%
Производительность 296175 фунт/ч [296175 кг/ч]
Продукт СПГ
Производительность 625152 фунт/ч [625152 кг/ч]
Чистота* 98,66%
Низшая теплотворная
Способность 919,7 вти/зсг [34,27 МДж/м3]
Энергия
Сжатие хладагента 96560 лс [158743 кВт]
Сжатие пропана 34724 лс [57086 кВт]
Общее сжатие 131284 лс [215829 кВт]
Использованное тепло
Ребойлер деметанизатора 22177 МВТи/Нг [14326 кВт]
(На основе округленных расходов потока)
Предполагая, что показатель процесса работы составляет 340 дней в году для установки производства СПГ, удельный расход энергии для конструктивного исполнения по фиг. 3 по настоящему изобретению составляет 0,153 л.с.-ч/фунт [0,251 кВт-ч/кг]. По сравнению с процессами по известному уровню техники повышение эффективности составляет 10-20% для конструктивного исполнения по фиг. 3. Как ранее отмечалось для конструктивного исполнения по фиг. 1, это повышение эффективности становится возможным по настоящему изобретению, даже если в качестве побочного продукта производится ПГК, а не СНГ или конденсат, которые производятся как побочный продукт в процессах по известному уровню техники.
По сравнению с конструктивным исполнением по фиг. 1, конструктивное исполнение по фиг. 3 по настоящему изобретению требует примерно на 5% меньше мощности на единицу произведенной жидкости. Таким образом, для данного количества располагаемой мощности компрессоров, в конструктивном исполнении по фиг. 3 может сжижаться примерно на 5% больше природного газа, чем в конструктивном исполнении по фиг. 1, посредством извлечения меньшего количества С2 и более тяжелых углеводородов в побочный продукт ПГК. Выбор между конструктивными исполнениями по фиг. 1 и 3 по настоящему изобретению для конкретного применения будет в основном продиктован либо стоимостью в денежном выражении более тяжелых углеводородов в продукте ПГК по сравнению с их соответствующей стоимостью в продукте СПГ, либо характеристикой теплотворной способности продукта СПГ (поскольку теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 1, ниже, чем теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 3).
Пример 3.
Если технические условия на продукт СПГ дают возможность большую часть этана, содержащегося в исходном газе, извлекать в продукт СПГ, или если на месте нет рынка для жидкого побочного продукта, содержащего этан, альтернативное конструктивное исполнение по настоящему изобретению, такое как показанное на фиг. 4, может быть использовано для производства потока побочного продукта СНГ. Состав входящего газа и условия, предполагаемые в процессе, представленном на фиг. 4, аналогичны тем, что на фиг. 1 и 3. Соответственно, процесс по фиг. 4 можно сравнить с конструктивными исполнениями, изображенными на фиг. 1 и 3.
В моделировании процесса по фиг. 4 входящий газ входит в установку при 90°Г [32°С] и 1285 р81а [8860 кПа(а)] как поток 31 и охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с потоками хладагента и жидкостями мгновенного испарения из сепаратора при -46°Г [-43°С] (поток 33а). Охлажденный по-8005326 ток 31а входит в сепаратор 11 при -1°Р [-18°С] и 1278 р81а [8812 кПа(а)], где пар (поток 32) сепарируется от сконденсированной жидкости (поток 33).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 входит в рабочую расширительную машину 15, в которой механическая энергия извлекается из этой части подачи под высоким давлением. В машине 15 производится расширение пара, по существу, изэнтропически от давления примерно 1278 рыа [8812 кПа(а)] до давления примерно 440 рыа [3034 кПа(а)] (рабочее давление колонны 18 сепаратора/абсорбера), причем работа расширения охлаждает расширенный поток 32а до температуры примерно -81°Р [-63°С]. Расширенный и частично сконденсированный поток 32а подается в секцию абсорбции 18Ь в нижней части колонны 18 сепаратора/абсорбера. Жидкая часть расширенного потока смешивается с жидкостями, опускающимися вниз из секции абсорбции, и объединенный поток жидкости 40 выходит с низа колонны 18 сепаратора/абсорбера при -86°Р [-66°С]. Паровая часть расширенного потока поднимается вверх через секцию абсорбции и контактирует с холодной жидкостью, опускающейся вниз, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С3 и более тяжелые компоненты.
Колонна 18 сепаратора/абсорбера является обычной перегонной колонной, содержащей множество разделенных промежутками по вертикали тарелок, один или более слоев насадки или некоторое сочетание тарелок и насадки. Как часто случается в установках для обработки природного газа, колонна сепаратор/абсорбер может состоять из двух секций. Верхняя секция 18а является сепаратором, в котором любой пар, содержащийся в подаче сверху, сепарируется от соответствующей жидкой части, и в которой пар, поднимающийся из нижней перегонной секции или секции абсорбции 18Ь, объединяется с паровой частью (при ее наличии) верхней подачи для образования холодного перегонного потока 37, который выходит с верха колонны. Нижняя секция абсорбции 18Ь содержит тарелки и/или насадку и обеспечивает необходимый контакт между жидкостями, опускающимися по направлению вниз, и парами, поднимающимися вверх, для того, чтобы сконденсировать и абсорбировать компоненты С3 и более тяжелые компоненты.
Объединенный поток жидкости 40 с низа колонны сепаратора/абсорбера 18 возвращается в теплообменник 13 насосом 26, где он (поток 40а) нагревается, когда он обеспечивает охлаждение потока с верха деэтанизатора (поток 42) и хладагента (поток 71а). Объединенный поток жидкости нагревается до 24°Р [-31°С], частично испаряя поток 40Ь перед тем, как он подается, как подача в середину колонны, в деэтанизатор 19. Отделенная жидкость (поток 33) расширяется путем мгновенного испарения до давления немного выше, чем рабочее давление в деэтанизаторе 19 посредством дроссельного вентиля 12, охлаждая поток 33 до -46°Р [-43°С] (поток 33а), перед тем, как он обеспечит охлаждение для входящего подаваемого газа, как описано ранее. Поток 33Ь теперь при 85°Р [29°С] затем входит в деэтанизатор 19 в нижнем месте подачи в середине колонны. В деэтанизаторе из потоков 40Ь и 33Ь отпариваются метан и компоненты С2. Деэтанизатор в колонне 19, работающий при примерно 453 рыа [3123 кПа(а)], является также обычной перегонной колонной, содержащей множество разделенных промежутками по вертикали тарелок, один или более слоев насадки или некоторое сочетание из тарелок и насадки. Колонна деэтанизатора может также состоять из двух секций: верхней секция сепарации 18а, в которой любой пар, содержащийся в подаче сверху, сепарируется от соответствующей жидкой части, и в которой пар, поднимающийся из нижней перегонной секции или секции деэтанизации 19Ь, объединяется с паровой частью (при ее наличии) верхней подачи для образования перегонного потока 42, который выходит с верха колонны; и нижняя секция деэтанизации 19Ь, которая содержит тарелки и/или насадку для обеспечения необходимого контакта между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция деэтанизации 19Ь также включает один или более ребойлеров (таких как ребойлер 20), которые нагревают и испаряют часть жидкости на дне колонны для того, чтобы создать отгоняющие пары, которые проходят вверх колонны для того, чтобы отогнать жидкий продукт, поток 41, от метана и компонентов С2. Типичной технической характеристикой для донного жидкого продукта является отношение этана к пропану 0,020:1 на молярной основе. Поток жидкого продукта 41 выходит из дна деэтанизатора при 214°Р [101°С].
Рабочее давление в деэтанизаторе 19 поддерживается немного выше, чем рабочее давление в колонне 18 сепаратора/абсорбера.
Это дает возможность пару с верха деэтанизатора (поток 42) создавать давление в потоке через теплообменник 13 и, следовательно, в верхней секции колонны 18 сепаратора/абсорбера. В теплообменнике 13 поток с верха деэтанизатора при -19°Р [-28°С] направляется в теплообменном соотношении с объединенным потоком жидкости (поток 40а) со дна колонны 18 сепаратора/абсорбера и мгновенно испаряет поток хладагента 71е, охлаждая поток до -89°Р [-67°С] (поток 42а) и частично конденсируя его. Частично сконденсированный поток входит в сборник флегмы 22, где сконденсированная жидкость (поток 44) отделяется от не сконденсированного пара (поток 43). Поток 43 объединяется с потоком пара перегонки (поток 37), выходя с верхнего участка колонны 18 сепаратора/абсорбера для образования холодного потока 47 остаточного газа. Сконденсированная жидкость (поток 44) подается под высоким давлением насосом 23, после чего поток 44 разделяется на две части. Одна часть, поток 45, направляется в верхнюю секцию сепарации колонны 18 сепаратора/абсорбера, чтобы действовать в качестве холодной жидкости, которая контактирует с парами, поднимающимися вверх через секцию абсорбции. Другая часть подается
-9005326 в деэтанизатор 19 как поток флегмы 46, проходя в верхнее место подачи в деэтанизатор 19 при -89°Р [-67°С].
Холодный остаточный газ (поток 47) нагревается от -94°Р [-70°С] до 94°Р [30°С] в теплообменнике 24, и часть (поток 48) затем отводится для того, чтобы использовать его в качестве топливного газа на установке. Остаток от нагретого остаточного газа (поток 49) сжимается компрессором 16. После охлаждения до 100°Р [38°С] в холодильнике на выходе 25, поток 49Ь дополнительно охлаждается до -78°Р [-61°С] в теплообменнике 24 посредством поперечного обмена с холодным остаточным газом, поток 47.
Поток 49с затем входит в теплообменник 60 и дополнительно охлаждается потоком хладагента 716 до -255°Р [-160°С], чтобы сконденсироваться и переохладиться, после чего он входит в рабочую расширительную машину 61, в которой механическая энергия извлекается из потока. В машине 61 расширяется поток жидкости 49, по существу, изэнтропически, от давления примерно 648 рба [4465 кПа(а)] до давления хранения СПГ (15,5 рыа [107 кПа(а)]), немного выше атмосферного давления. Работа расширения охлаждает расширенный поток 49е до температуры примерно 256°Р [-160°С], после чего он затем направляется в резервуар 62 для хранения СПГ, в котором сохраняется продукт СПГ (поток 50).
Аналогично способам по фиг. 1 и 3 большая часть охлаждения для потока 42 и все охлаждение для потока 49с предусмотрено путем охлаждающего контура с замкнутым циклом. Состав потока, используемого как рабочая жидкость, в цикле для способа по фиг. 4 в примерных мольных процентах составляет 8,7% азота, 30,0% метана, 45,8% этана и 11,0% пропана, причем остаток составляют более тяжелые углеводороды. Поток 71 хладагента выходит из охладителя на выходе 69 при 100°Р [38°С] и 607 рыа [4185 кПа(а)]. Он входит в теплообменник 10 и охлаждается до -17°Р [-27°С] и частично конденсируется посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71£ и посредством других потоков хладагентов. Для моделирования фиг. 4 было высказано предположение, что эти другие хладагенты представляют собой хладагент пропан торгового сорта при трех различных величинах температур и давлений. Частично сконденсированный поток хладагента 71а затем входит в теплообменник 13 для дальнейшего охлаждения до -89°Р [-67°С] посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71е, далее производя конденсацию хладагента (поток 71Ь). Хладагент полностью конденсируется и затем переохлаждается до -255°Р [-160°С] в теплообменнике 60 посредством расширенного потока хладагента 716. Поток переохлажденной жидкости 71с входит в рабочую расширительную машину 63, в которой механическая энергия извлекается из потока, когда он расширяется, по существу, изэнтропически от давления примерно 586 рыа [4040 кПа(а)] до примерно 34 рща [234 кПа(а)]. В продолжение расширения часть потока испаряется, в результате чего охлаждается весь поток до -264°Р [-164°С] (поток 716). Расширенный поток 716 затем возвращается в теплообменники 60, 13 и 10, где он обеспечивает охлаждение потока 49с, потока 42 и хладагента (потоки 71, 71а и 71Ь), когда он испаряется и перегревается.
Перегретый пар хладагента (поток 71д) выходит из теплообменника 10 при 90°Р [32°С] и сжимается в трех ступенях до 617 рыа [4254 кПа(а)]. Каждая из трех ступеней сжатия (компрессоры хладагента 64, 66 и 68) приводится в действие дополнительным источником энергии и сопровождается охладителем (охладители на выходе 65, 67 и 69) для отвода теплоты сжатия. Сжатый поток 71 из охладителя на выходе 69 возвращается в теплообменник 10 для завершения цикла.
Суммарные расходы потоков и затраты энергии в процессе, показанном на фиг. 4, приведены в следующей таблице.
Таблица III (фиг. 4)
Суммарный расход потока - фунт-моль/ч [кг-моль/ч]
Поток Метан Этан Пропан Вутаны+ Итого
31 40977 3861 2408 1404 48656
32 38431 3317 1832 820 44405
33 2546 544 576 584 4251
37 36692 3350 19 0 40066
40 5324 3386 1910 820 11440
41 0 48 2386 1404 3837
42 10361 6258 168 0 16789
43 4285 463 3 0 4753
44 6076 5795 165 0 12036
45 3585 3419 97 0 7101
46 2491 2376 68 0 4935
47 40977 3813 22 0 44819
48 2453 228 1 0 2684
50 38524 3585 21 0 42135
Извлечения в ПГК*
Пропан 99,08%
Бутаны+ 100,00%
Производительность 197051 фунт/ ч [197051 кг/ч]
Продукт СПГ
-10005326
Производительность 726918 фунт/ч [726918 кг/час
Чистота* 91,43%
Низшая теплотворная
Способность 969,9 вти/зсг [36,14 МДж/м3]
Энергия
Сжатие хладагента 95424 лс [156876 кВт]
Сжатие пропана 28060 лс [46130 кВт]
Обшее сжатие 123484 лс [203006 кВт]
Использованное тепло
Ребойлер деметанизатора 55070 мвти/нг [35575 кВт]
(На основе округленных расходов потока)
Предполагая, что показатель процесса работы составляет 340 дней в году для установки производства СПГ, удельный расход энергии по фиг. 4 для конструктивного исполнения по настоящему изобретению составляет 0,143 л.с.-ч/фунт [0,236 кВт-ч/кг]. По сравнению с процессами по известному уровню техники повышение эффективности составляет 17-27% для конструктивного исполнения по фиг. 4.
По сравнению с конструктивными исполнениями по фиг. 1 и 3, конструктивное исполнение по фиг. 4 по настоящему изобретению требует от 6 до 11% меньше мощности на единицу произведенной жидкости. Таким образом, для данного количества располагаемой мощности сжатия в конструктивном исполнении по фиг. 4 может сжижаться примерно на 6% больше природного газа, чем в конструктивном исполнении по фиг. 1 или примерно на 11% больше природного газа, чем в конструктивном исполнении по фиг. 3 посредством извлечения только С3 и более тяжелых углеводородов в качестве побочного продукта СНГ. Выбор между конструктивным исполнением по фиг. 4 по сравнению с конструктивными исполнениями либо по фиг. 1, либо по фиг. 3 по настоящему изобретению для конкретного применения будет в основном продиктован либо стоимостью в денежном выражении этана как части продукта ПГК по сравнению с его соответствующей стоимостью в продукте СПГ, либо характеристикой теплотворной способности для продукта СПГ (поскольку теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 1 и 3, ниже, чем теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 4).
Пример 4.
Если технические условия на продукт СПГ дают возможность весь этан и пропан, содержащиеся в подаваемом газе, извлекать в продукт СПГ, или если здесь нет рынка для жидкого побочного продукта, содержащего этан и пропан, альтернативное конструктивное исполнение по настоящему изобретению, такое как то, что показано на фиг. 5, может быть использовано для производства потока конденсата побочного продукта. Состав входящего газа и условия, предполагаемые в процессе, представленном на фиг. 5, аналогичны тем, что на фиг. 1, 3 и 4. Соответственно, процесс по фиг. 5 можно сравнить с конструктивными исполнениями, изображенными на фиг. 1, 3 и 4.
В моделировании процесса по фиг. 5 входящий газ входит в установку при 90°Е [32°С] и 1285 рыа [8860 кПа(а)] как поток 31 и охлаждается в теплообменнике 10 путем теплообмена с потоками хладагента и жидкостями мгновенного испарения при высоком давлении из сепаратора при -37°Е [-38°С] (поток 33Ь) и жидкостями мгновенного испарения при промежуточном давлении из сепаратора при -37°Е [-38°С] (поток 39Ь). Охлажденный поток 31а входит в сепаратор 11 высокого давления при -30°Е [-34°С] и 1278 рыа [8812 кПа(а)], в котором пар (поток 32) сепарируется от сконденсированной жидкости (поток 33).
Пар (поток 32) из сепаратора 11 высокого давления входит в рабочую расширительную машину 15, в которой механическая энергия извлекается из этой части подачи под высоким давлением. В машине 15 производится расширение пара, по существу, изэнтропически от давления примерно 1278 рыа [8812 кПа(а)] до давления примерно 635 рыа [4378 кПа(а)], причем работа расширения охлаждает расширенный поток 32а до температуры примерно -83°Е [-64°С]. Расширенный и частично сконденсированный поток 32а входит в сепаратор 18 промежуточного давления, где пар (поток 42) сепарируется от сконденсированной жидкости (поток 39). Жидкость из сепаратора промежуточного давления (поток 39) расширяется путем мгновенного испарения до давления немного выше, чем рабочее давление депропанизатора 19 посредством дроссельного вентиля 17, охлаждая поток 39 до -108°Е [-78°С] (поток 39а) перед тем, как он входит в теплообменник 13 и нагревается, когда он обеспечивает охлаждение потоку остаточного газа 49 и потоку хладагента 71а, и оттуда в теплообменник 10, чтобы обеспечить охлаждение входящему подаваемому газу, как было описано ранее. Поток 39с, который теперь имеет температуру -15°Е [-26°С] затем входит в депропанизатор 19 в верхнем месте подачи в середине колонны.
Сконденсированная жидкость, поток 33, из сепаратора 11 высокого давления расширяется путем мгновенного испарения до давления немного выше, чем рабочее давление депропанизатора 19 посредством дроссельного вентиля 12, охлаждая поток 33 до -93°Е [-70°С] (поток 33а) перед тем, как он войдет в теплообменник 13, и нагревается, когда он обеспечивает охлаждение потоку остаточного газа 49 и потоку хладагента 71а, и оттуда в теплообменник 10, чтобы обеспечить охлаждение входящего подаваемого газа, как было описано ранее. Поток 33с, который теперь имеет температуру 50°Е [10°С] затем входит в
-11005326 депропанизатор 19 в нижнем месте подачи в середине колонны. В депропанизаторе потоки 39с и 33с отпариваются от метана, компонентов С2 и компонентов С3. Депропанизатор в колонне 19, работающий при примерно 385 рыа [2654 кПа(а)] является обычной перегонной колонной, содержащей множество разделенных по вертикали промежутками тарелок, один или более слоев насадки или некоторое сочетание тарелок и насадки. Колонна депропанизатора может состоять из двух секций, верхней секции сепарации 19а, в которой любой пар, содержащийся в подаче сверху, сепарируется от соответствующей жидкой части, и в которой пар, поднимающийся из нижней перегонной секции или секции депропанизации 19Ь, объединяется с паровой частью (при ее наличии) верхней подачи для образования перегонного потока 37, который выходит с верха колонны; и нижней секции депропанизации 19Ь, которая содержит тарелки и/или насадку для обеспечения необходимого контакта между жидкостями, опускающимися вниз, и парами, поднимающимися вверх. Секция депропанизатора 19Ь также включает один или более ребойлеров (таких как ребойлер 20), которые нагревают и испаряют часть жидкости на дне колонны для того, чтобы создать отгоняющие пары, которые проходят вверх колонны для того, чтобы отогнать жидкий продукт, поток 41, от метана и компонентов С2 и компонентов С3. Типичной технической характеристикой для донного жидкого продукта является наличие отношения пропана к бутану 0,020:1 на основе объема. Поток жидкого продукта 41 выходит из дна деэтанизатора при 286°Е [141°С].
Верхний перегонный поток 37 выходит из депропанизатора 19 при 36°Е [2°С] и охлаждается и частично конденсируется хладагентом пропаном торгового сорта в конденсаторе флегмы 21. Частично сконденсированный поток 37а входит в сборник флегмы 22 при 2°Е [-17°С], где сконденсированная жидкость (поток 44) сепарируется от не сконденсированного пара (поток 43). Конденсированная жидкость (поток 44) подается насосом 23 в верхнее место подачи депропанизатора 19, как поток флегмы 44а.
Несконденсированный пар (поток 43) из сборника флегмы 22 нагревается до 94°Е [34°С] в теплообменнике 24 и часть (поток 48) затем отводится для использования в качестве топливного газа в установке. Оставшийся нагретый пар (поток 38) сжимается компрессором 16. После охлаждения до 100°Е [38°С] из охладителя на выходе 25, поток 38Ь охлаждается дальше до 15°Е [-9°С] в теплообменнике 24 путем поперечного обмена с холодным паром, поток 43.
Поток 38с затем объединяется с паром промежуточного давления из сепаратора (поток 42) для образования холодного потока остаточного газа 49. Поток 49 входит в теплообменник 13 и охлаждается от -38°Е [-39°С] до -102°Е[-74°С], жидкостями из сепаратора (потоки 39а и 33а), как описано ранее, и посредством потока хладагента 71е. Частично сконденсированный поток 49а затем входит в теплообменник 60 и дополнительно охлаждается потоком хладагента 716 до -254°Е [-159°С], чтобы сконденсироваться и переохладиться, после чего он входит в рабочую расширительную машину 61, в которой механическая энергия извлекается из потока. В машине 61 расширяется поток жидкости 49Ь, по существу, изэнтропически от давления примерно 621 рыа [4282 кПа(а)] до давления хранения СПГ (15,5 рща [107 кПа(а)]), немного выше атмосферного давления. Работа расширения охлаждает расширенный поток 49с до температуры примерно -255°Е [-159°С], после чего он затем направляется в резервуар 62 для хранения СПГ, в котором сохраняется продукт СПГ (поток 50).
Аналогично способам по фиг. 1, 3 и 4 большая часть охлаждения для потока 49 и все охлаждение для потока 49а обеспечивается путем охлаждающего контура с замкнутым циклом. Состав потока, используемого как рабочая жидкость, в цикле для способа по фиг. 5 в примерных мольных процентах составляет 8,9% азота, 34,3% метана, 41,3% этана и 11,0% пропана, причем остаток составляют более тяжелые углеводороды. Поток 71 хладагента выходит из охладителя на выходе 69 при 100°Е [38°С] и 607 рыа [4185 кПа(а)]. Он входит в теплообменник 10 и охлаждается до -30°Е [-34°С] и частично конденсируется посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71ί и посредством других потоков хладагентов. Для моделирования фиг. 5 было высказано предположение, что эти другие потоки хладагентов представляют собой хладагент пропан торгового сорта при трех различных величинах температур и давлений. Частично сконденсированный поток хладагента 71а затем входит в теплообменник 13 для дальнейшего охлаждения до -102°Е [-74°С] посредством частично нагретого расширенного потока хладагента 71е и дальнейшей конденсации хладагента (поток 71Ь). Хладагент полностью конденсируется и затем переохлаждается до -254°Е [-159°С] в теплообменнике 60 посредством расширенного потока хладагента 716. Поток переохлажденной жидкости 71с входит в рабочую расширительную машину 63, в которой механическая энергия извлекается из потока, когда он расширяется, по существу, изэнтропически от давления примерно 586 рща [4040 кПа(а)] до примерно 34 рыа [234 кПа(а)]. В продолжение расширения часть потока испаряется, в результате чего охлаждается весь поток до -264°Е [-164°С] (поток 716). Расширенный поток 716 затем возвращается в теплообменники 60, 13 и 10, где он обеспечивает охлаждение потока 49а, потока 49 и хладагента (потоки 71, 71а и 71Ь), когда он испаряется и перегревается.
Перегретый пар хладагента (поток 71д) выходит из теплообменника 10 при 93°Е [34°С] и сжимается в трех ступенях до 617 рыа [4254 кПа(а)]. Каждая из трех ступеней сжатия (компрессоры хладагента 64, 66 и 68) приводится в действие дополнительным источником энергии и сопровождается охладителем (охладители на выходе 65, 67 и 69) для отвода теплоты сжатия. Сжатый поток 71 из охладителя на выходе 69 возвращается в теплообменник 10 для завершения цикла.
-12005326
Суммарные расходы потоков и затраты энергии в процессе, показанном на фиг. 4, приведены в следующей таблице.
Таблица IV (фиг. 5)
Суммарный расход потока - фунт-моль/ч [кг-моль/ч]
Поток Метан Этан Пропан Бутаны+ Итого
31 40977 3861 2408 1404 48656
32 32360 2675 1469 701 37209
33 8617 1186 939 703 11447
38 13133 2513 1941 22 17610
39 6194 1648 1272 674 9788
41 0 0 22 1352 1375
42 26166 1027 197 27 27421
43 14811 2834 2189 25 19860
48 1678 321 248 3 2250
50 39299 3540 2138 2138 45031
Извлечения в конденсат*
Бутаны 95,04%
Пентаны+ 99,57%
Производительность 88390 фунт/ч [88390 кг/ч]
Продукт СПГ
834183 фунт/ч [834183 кг/ч]
Производительность
82,27%
Чистота*
Низшая теплотворная
Способность
Энергия вти/зсг [38,52 МДж/м3]
Сжатие хладагента
84974 лс [139696 кВт]
Сжатие пропана
39439 лс
Общее сжатие
124413 лс [204533 кВт]
Использованное тепло
Ребойлер деметанизатора
52913 ΜΒΤϋ/Нг [34182 кВт] (На основе округленных расходов потока)
Предполагая, что показатель процесса работы составляет 340 дней в году для установки производства СПГ, удельный расход энергии по фиг. 5 для конструктивного исполнения по настоящему изобретению составляет 0,145 л.с.-ч/фунт [0,238 кВт-ч/кг]. По сравнению с процессами по известному уровню техники повышение эффективности составляет 16-26% для конструктивного исполнения по фиг. 5.
По сравнению с конструктивными исполнениями по фиг. 1 и 3, конструктивное исполнение по фиг. 5 по настоящему изобретению требует от 5 до 10% меньше мощности на единицу произведенной жидкости. По сравнению с конструктивным исполнением по фиг. 4 конструктивное исполнение по фиг. 5 по настоящему изобретению требует, по существу, той же мощности на единицу сжиженного продукта. Таким образом, для данного количества располагаемой мощности сжатия в конструктивном исполнении по фиг. 5 может сжижаться примерно на 5% больше природного газа, чем в конструктивном исполнении по фиг. 1, примерно на 10% больше природного газа, чем в конструктивном исполнении по фиг. 3, или примерно то же количество природного газа, как в конструктивном исполнении по фиг. 4 посредством извлечения только С4 и более тяжелых углеводородов как сконденсированный побочный продукт. Выбор между конструктивным исполнением по фиг. 5 по сравнению с конструктивными исполнениями либо по фиг. 1, 3, либо по фиг. 4 настоящего изобретения для конкретного применения будет в основном продиктован либо стоимостью в денежном выражении этана и пропана, как части продукта ПГК или СНГ, по сравнению с их соответствующей стоимостью в продукте СПГ, либо характеристикой теплотворной способности для продукта СПГ (поскольку теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 1, 3 и 4 ниже, чем теплотворная способность СПГ, произведенного посредством конструктивного исполнения по фиг. 5).
Другие конструктивные исполнения
Специалист в этой области техники признает, что настоящее изобретение может быть приспособлено для использования со всеми типами установок для сжижения СПГ, чтобы дать возможность производить в качестве побочного продукта поток ПГК, поток СНГ или поток конденсата, которые наилучшим образом подходят к требованиям местоположения данной установки. Кроме того, будет признано, что разнообразные конфигурации процесса могут использоваться для извлечения потока жидкого побочного продукта. Например, конструктивные исполнения по фиг. 1 и 3 могут быть приспособлены для извлечения потока СНГ или потока конденсата, как потока жидкого побочного продукта, а не для потока ПГК, как описано ранее в примерах 1 и 2. Конструктивное исполнение по фиг. 4 может быть приспособлено
-13005326 для извлечения потока ПГК, содержащего значительную фракцию компонентов С2, присутствующих в подаваемом газе, или для извлечения потока конденсата, содержащего только С4 и более тяжелые компоненты, присутствующие в подаваемом газе, а не для производства побочного продукта СНГ, как описано ранее для примера 3. Конструктивное исполнение по фиг. 5 может быть приспособлено для извлечения потока ПГК, содержащего значительную фракцию компонента С2, присутствующую в подаваемом газе, или для извлечения потока СНГ, содержащего значительную фракцию компонентов С3, присутствующую в подаваемом газе, а не для производства сконденсированного побочного продукта, как описано ранее в примере 4.
Фиг. 1, 3, 4 и 5 представляют предпочтительные конструктивные исполнения настоящего изобретения для указанных условий обработки. На фиг. от 6 до 21 изображены альтернативные конструктивные исполнения по настоящему изобретению, которые могут быть рассмотрены для конкретного применения. Как показано на фиг. 6 и 7, вся сконденсированная жидкость (поток 33) или ее часть из сепаратора 11, может быть подана в ректификационную колонну 19 в отдельное нижнее место подачи в нее в середине колонны, а не объединяется с частью сепарированного пара (поток 34), проходящего в теплообменник 13. На фиг. 8 изображено альтернативное конструктивное исполнение настоящего изобретения, для которого требуется меньшее количество оборудования, чем для конструктивных исполнений по фиг. 1 и 6, хотя удельный расход энергии в нем несколько выше. Аналогично, на фиг. 9 изображено альтернативное конструктивное исполнение по настоящему изобретению, для которого требуется меньшее количество оборудования, чем для конструктивных исполнений по фиг. 3 и 7, также за счет более высокого удельного расхода энергии. Фиг. от 10 до 14 изображают альтернативные конструктивные исполнения по настоящему изобретению, для которых может требоваться меньшее количество оборудования, чем для конструктивного исполнения по фиг. 4, хотя удельный расход энергии в них может быть выше. (Отметим, что, как показано на фиг. от 10 до 14, перегонные колонны или системы, такие как деэтанизатор 19, включают как конструкции колонны абсорбера с ребойлером, так и конструкции колонны ребойлера с орошением флегмой). На фиг. 15 и 16 изображено альтернативное конструктивное исполнение по настоящему изобретению, в котором сочетаются функции колонны сепаратора/абсорбера 18 и деэтанизатора 19 в конструктивных исполнениях по фиг. 4 и от 10 до 14 в одной ректификационной колонне 19. В зависимости от количества более тяжелых углеводородов в подаваемом газе и давления подаваемого газа, охлажденный подаваемый поток 31а, выходящий из теплообменника 10, может совсем не содержать жидкости, поскольку он находится выше точки росы, или потому что он находится выше его криконденбары, так что сепаратор 11, показанный на фиг. 1 и от 3 до 16, не требуется, и охлажденный подаваемый поток может проходить прямо в соответствующее расширительное устройство, такое как рабочая расширительная машина 15.
Расположение потока газа, остающегося после извлечения потока жидкого побочного продукта (поток 37 на фиг. 1, 3 и от 6 до 11, 13 и 14, поток 47 на фиг. 4, 12, 15 и 16 и поток 43 на фиг. 5) перед тем, как подать его в теплообменник 60 для конденсации и переохлаждения, может быть выполнено многими способами. В способах по фиг. 1 и от 3 до 16, поток нагревают, сжимают до более высокого давления с использованием энергии, извлекаемой из одной или более рабочих расширительных машин, частично охлаждают в охладителе на выходе, затем дополнительно охлаждают путем поперечного теплообмена с исходным потоком. Как показано на фиг. 17, в некоторых применениях может быть полезным сжатие потока до более высокого давления с использованием вспомогательного компрессора 59, который приводится в действие внешним источником энергии, например. Как показано посредством отмеченного пунктиром оборудования (теплообменник 24 и охладитель на выходе 25) на фиг. 1 и от 3 до 16 ряд обстоятельств может быть полезным, уменьшая капитальные затраты на оборудование путем уменьшения или исключения предварительного охлаждения сжатого потока перед тем, как он войдет в теплообменник 60 (за счет увеличения охлаждающей нагрузки на теплообменник 60 и увеличения затрат энергии на компрессоры хладагента 64, 66 и 68). В таких случаях поток 49а, выходящий из компрессора, может проходить прямо в теплообменник 24, как показано на фиг. 18, или проходить прямо в теплообменник 60, как показано на фиг. 19. Если рабочие расширительные машины не используются для расширения любых частей подаваемого газа под высоким давлением, компрессор, который приводится в действие внешним источником энергии, такой как компрессор 59, показанный на фиг. 20, может быть использован вместо компрессора 16. В других обстоятельствах может не регулироваться сжатие потока вообще, так что поток проходит прямо в теплообменник 60, как показано на фиг. 21, и посредством показанного пунктиром оборудования (теплообменник 24, компрессор 16 и охладитель на выходе 25) на фиг. 1 и от 3 до 16. Если теплообменник 24 не включен для нагрева потока перед отводом топливного газа установки (поток 48), дополнительный нагреватель 58 может потребоваться для нагрева топливного газа перед тем, как он будет израсходован, с использованием утилизируемого потока или другого потока процесса для подвода необходимого тепла, как показано на фиг. от 19 до 21. Варианты, такие как эти, должны в основном быть оценены для каждого применения, причем такие факторы, как состав газа, размер установки, требуемая величина извлечения потока побочного продукта, и располагаемое оборудование, должны быть приняты во внимание.
-14005326
В соответствии с настоящим изобретением охлаждение потока входящего газа и подаваемого потока в секцию производства СПГ может быть совершено многими способами. В процессах по фиг. 1, 3 и от 6 до 9, входящий поток газа 31 охлаждается и конденсируется внешними потоками хладагента и жидкостями из ректификационной колонны 19. На фиг. 4, 5 и от 10 до 14 жидкости из сепаратора мгновенного испарения используются для этой цели вместе с внешними потоками хладагента. На фиг. 15 и 16 жидкости из колонны и жидкости из сепаратора мгновенного испарения используются для этой цели вместе с внешними потоками хладагента. И на фиг. от 17 до 21 только внешние потоки хладагента используются для того, чтобы охладить поток 31 входящего газа. Однако холодные потоки процесса могут также быть использованы для того, чтобы подать некоторое количество охлаждения к хладагенту под высоким давлением (поток 71а), такому как показан на фиг. 4, 5, 10 и 11. Кроме того, любой поток при температуре холоднее, чем поток(и), подлежащие охлаждению, может быть использован. Например, боковой отвод пара из колонны 18 сепаратора/абсорбера или ректификационной колонны 19 может быть отведен и использован для охлаждения. Использование и распределение жидкостей и/или паров колонны для процесса теплообмена и конкретное устройство теплообменников для охлаждения входящего газа и подаваемого газа могут быть оценены для каждого конкретного применения, так же как выбор потоков процесса для специальных целей теплообмена. Выбор источника охлаждения будет зависеть от ряда факторов, включая состав и условия подаваемого газа, размер установки, размер теплообменника, потенциальную температуру источника охлаждения и т.п., но не ограничивается ими. Специалист в этой области техники также обнаружит, что любое сочетание вышеуказанных источников охлаждения или способов охлаждения может быть применено в сочетании для того, чтобы достичь требуемой температуры подаваемого потока.
Кроме того, дополнительное внешнее охлаждение, которое подается к потоку входящего газа и подаваемому потоку в секции производства СПГ, может также быть выполнено многими различными путями. На фиг. 1 и от 3 до 21 кипящий однокомпонентный хладагент был принят для внешнего охлаждения высокого уровня, и испаряющийся многокомпонентный хладагент был принят для внешнего охлаждения низкого уровня, причем однокомпонентный хладагент был принят для предварительного охлаждения многокомпонентного хладагента. Альтернативно, как охлаждение высокого уровня, так и охлаждение низкого уровня могут быть выполнены с использованием однокомпонентных хладагентов с последовательно более низкими точками кипения (т.е. «каскадное охлаждение»), или одного однокомпонентного хладагента при последовательно более низких давлениях испарения. В качестве другой альтернативы как охлаждение высокого уровня, так и охлаждение низкого уровня, могут быть выполнены с использованием потоков многокомпонентного хладагента с их соответствующими составами, отрегулированными так, чтобы обеспечить необходимые температуры охлаждения. Выбор способа для обеспечения внешнего охлаждения будет зависеть от рада факторов, включая состав и условия подаваемого газа, размер установки, размер привода компрессора, размер теплообменника, окружающую температуру приемника тепла и т.п., но не ограничивается этим. Специалист в этой области техники также обнаружит, что любое сочетание способов для производства внешнего охлаждения, описанных выше, может быть применено в сочетании для того, чтобы получить требуемую температуру подаваемого потока.
Переохлаждение потока сконденсированной жидкости, выходящего из теплообменника 60 (поток 49 на фиг. 1, 6 и 8, поток 496 на фиг. 3, 4, 7 и от 9 до 16, поток 49Ь на фиг. 5, 19 и 20, поток 49е на фиг. 17, поток 49с на фиг. 18 и поток 49а на фиг. 21) уменьшает или исключает количество пара мгновенного испарения, который может быть выработан в продолжение расширения потока до рабочего давления в резервуаре 62 для хранения СПГ. Это в основном уменьшает удельный расход энергии на производство СПГ путем исключения необходимости в сжатии мгновенно испарившегося газа. Однако в некоторых обстоятельствах может оказаться полезным снижение капитальных затрат на оборудование путем уменьшения размера теплообменника 60 и использования сжатия газа мгновенного испарения или другого средства для помещения любого газа мгновенного испарения, который может быть выработан.
Хотя расширение отдельного потока изображено в конкретных расширительных устройствах, альтернативное средство для расширения может быть использовано, если оно подходит. Например, условия могут гарантировать работу расширения, по существу, сконденсированного подаваемого потока (поток 35а на фиг. 1, 3, 6 и 7) или потока флегмы при промежуточном давлении (поток 39 на фиг.1, 6 и 8). Кроме того, изэнтальпическое расширение при мгновенном испарении может быть использовано вместо работы расширения для переохлажденного потока жидкости, выходящего из теплообменника 60 (поток 49 на фиг. 1, 6 и 8, поток 496 на фиг. 3, 4, 7 и от 9 до 16, поток 49Ь на фиг. 5, 19 и 20, поток 49е на фиг. 17, поток 49с на фиг. 18 и поток 49а на фиг. 21), но будет необходимо либо большее переохлаждение в теплообменнике 60, чтобы предотвратить мгновенное испарение пара при расширении, либо дополнительное сжатие пара мгновенного испарения, либо другие средства для помещения получаемого в результате пара мгновенного испарения. Аналогично, изэнтальпическое расширение при мгновенном испарении может быть использовано вместо работы расширения для переохлажденного потока хладагента высокого давления, выходящего из теплообменника 60 (поток 71с на фиг. 1 и от 3 до 21), результатом чего является повышение затрат энергии для сжатия хладагента.
-15005326
В описании предполагаемых предпочтительных конструктивных исполнений по изобретению специалисты в этой области техники обнаружат, что другие и дополнительные модификации могут быть выполнены в них, например, приспособление изобретения к разнообразным условиям, типам подачи или другим требованиям, не выходя за пределы сущности настоящего изобретения, как определено следующими пунктами формулы изобретения.

Claims (116)

    ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
  1. (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
    1. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для конденсирования по меньшей мере его части и образования сконденсированного потока; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  2. (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретый более летучий поток пара перегонки и сжимать его;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретый более летучий поток пара перегонки и сжимать его;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
    (2) средство для сжатия, соединенное со средством для нагревания для того, чтобы принимать нагретую летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособ
    -47005326 лено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (3) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем второе средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (3) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем второе средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (3) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя таким образом сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (3) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (2) второе средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    -36005326 (3) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и первый поток жидкости;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) первое средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и первый поток жидкости;
    -31005326 (3) первое средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и разделять его по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и первый поток жидкости;
    (2) первое средство для разделения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и разделять его по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и первый поток жидкости;
    (2) средство для разделения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и разделять его на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (2) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать частично сконденсированный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и первый поток жидкости;
    (2) второе средство для расширения, соединенное со вторым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток природного газа и расширять его до промежуточного давления;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, по меньшей мере, поток пара и поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы образовать, таким образом, первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в середину колонны в место подачи в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в середину колонны в место подачи в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и затем направляют в середину колонны в место подачи в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в середину колонны в место подачи в перегонную колонну, в которой указанный поток сепа
    -22005326 рируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и первый поток жидкости;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа разделяют для того, чтобы создать, таким образом, поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и первый поток жидкости;
    -19005326 (3) первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом первый поток пара и первый поток жидкости;
    (2) поток охлажденного природного газа расширяют до промежуточного давления;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, поток пара и первый поток жидкости;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом поток пара и первый поток жидкости;
    (2) охлажденный поток природного газа разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    -17005326 (3) первый газообразный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью и затем расширяют до промежуточного давления;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом поток пара и поток жидкости;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом поток пара и поток жидкости;
    (2) поток охлажденного природного газа разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (2) частично сконденсированный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать таким образом, по меньшей мере, поток пара и первый поток жидкости;
    2. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (2) поток охлажденного природного газа расширяют до промежуточного давления;
  3. (3) средство для охлаждения, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатый нагретый более летучий поток пара перегонки и охлаждать его;
    (3) средство для охлаждения, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатый нагретый более летучий поток пара перегонки и охлаждать его;
    (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (4) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем второе средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (4) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем второе средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (4) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (3) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую нагретую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (4) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (3) второе средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на летучую фракцию остаточного газа, содержащего основную часть метана и более легких компонентов и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать первый поток пара и первый поток жидкости;
    (3) второе средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный поток охлажденного природного газа, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать первый поток пара и первый поток жидкости;
    (3) второе средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем средство для контактирования и сепарации содержит
    -33005326 по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и первый поток жидкости;
    (3) второе средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) средство для сепарации, соединенное со вторым средством для расширения для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (3) первое средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и разделять его по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) третье средство для теплообмена, соединенное с первым средством для разделения для того, чтобы принимать первый газообразный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы, по существу, сконденсировать его;
    (3) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и разделять его по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и разделять его по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для разделения для того, чтобы принимать первый газообразный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы в основном сконденсировать его;
    (3) второе средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток пара и расширять его до промежуточного давления;
    (3) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный охлажденный поток природного газа, причем указанная перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) поток пара расширяют до промежуточного давления;
    (3) расширенный охлажденный поток природного газа направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов; и (4) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (3) первый поток пара и первый поток жидкости расширяют до промежуточного давления;
    (3) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя поток пара и поток жидкости;
    (3) первый поток пара и первый поток жидкости расширяют до промежуточного давления;
    (3) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя поток пара и поток жидкости;
    (3) первый поток пара и первый поток жидкости расширяют до промежуточного давления;
    (3) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя поток пара и поток жидкости;
    (3) первый поток пара и первый поток жидкости расширяют до промежуточного давления;
    (3) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя поток пара и поток жидкости;
    (3) первый поток пара расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (3) первый поток жидкости нагревают и после этого направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) поток пара расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов углеводородов, и второй поток жидкости;
    (3) первый поток жидкости нагревают и затем направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) первый поток пара расширяют до промежуточного давления и после этого направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (3) первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (3) поток пара расширяют до промежуточного давления и затем направляют в устройство для контактирования, таким образом образуя летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и второй поток жидкости;
    (3) первый поток пара расширяют до промежуточного давления;
    (3) расширенный охлажденный поток природного газа сепарируют для того, чтобы создать, таким образом, поток пара и поток жидкости;
    (3) поток пара разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) поток пара разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) поток пара разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) поток пара разделяют по меньшей мере на первый газообразный поток и второй газообразный поток;
    (3) первый газообразный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью, и после этого расширяют до промежуточного давления;
    3. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
    (3) поток пара расширяют до промежуточного давления;
    (3) поток охлажденного природного газа направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
  4. (4) средство для объединения, соединенное со вторым средством для сепарации и средством для охлаждения для того, чтобы принимать второй поток пара и охлажденный сжатый более летучий поток
    -49005326 пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
    (4) средство для объединения, соединенное со средством для сепарации и средством для охлаждения для того, чтобы принимать поток пара и охлажденный сжатый более летучий поток пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
    (4) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    -46005326 (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный поток пара и расширенный поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно меньшую летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (5) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (4) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до промежуточного давления;
    (4) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка этой перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа;
    (4) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (4) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа;
    (4) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (4) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа;
    (4) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (4) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного охлажденного потока природного газа;
    (4) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и нагревать его;
    (4) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и второй поток жидкости;
    (4) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и нагревать его;
    (4) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) средство для контактирования и сепарации, соединенное для того, чтобы принимать расширенный поток пара, причем средство для контактирования и сепарации содержит по меньшей мере одно устройство для контактирования для того, чтобы смешивать жидкость и пар, и включает средство для сепарации для того, чтобы сепарировать пар и жидкость после смешения для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и второй поток жидкости;
    (4) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) второе средство для сепарации, соединенное со вторым средством для расширения для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости и расширять его до более низкого промежуточного давления;
    (4) средство для объединения, соединенное с первым средством для разделения и со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый газообразный поток и по меньшей мере часть потока жидкости, и объединять их в объединенный поток;
    (4) третье средство для теплообмена, соединенное с первым средством для разделения для того, чтобы принимать первый газообразный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (4) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (4) средство для объединения, соединенное со средством для разделения и со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый газообразный поток и по меньшей мере часть потока жидкости и объединять их в объединенный поток;
    -29005326 (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать объединенный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы, по существу, сконденсировать его;
    (4) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для разделения для того, чтобы принимать первый газообразный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы, по существу, сконденсировать его;
    (4) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (4) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (4) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (4) поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (4) расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости направляют в середину колонны в места подачи в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) часть потока жидкости подают в перегонную колонну, как другую подачу в нее, в место подачи, по существу, на том же участке, откуда отводят поток пара перегонки;
    (4) расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости направляют в середину колонны в места подачи в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    -24005326 (5) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт, по меньшей мере, с частью потока жидкости в перегонной колонне;
    (4) расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости направляют в середину колонны в места подачи в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) часть потока жидкости подают в перегонную колонну, как другую подачу в нее, в место подачи, по существу, на том же участке, откуда отводят поток пара перегонки;
    (4) расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости направляют в середину колонны в места подачи в перегонную колонну, в которой потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (4) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью потока жидкости в перегонной колонне;
    (4) второй поток жидкости нагревают;
    (4) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) второй поток жидкости нагревают;
    (4) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток жидкости;
    (4) первый поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (4) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) первый поток жидкости расширяют до промежуточного давления;
    (4) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток жидкости;
    (4) расширенный первый поток пара разделяют для того, чтобы создать таким образом второй поток пара и второй поток жидкости;
    (4) поток жидкости расширяют до более низкого промежуточного давления;
    (4) первый газообразный поток объединяют по меньшей мере с частью первого потока жидкости, образуя, таким образом, объединенный поток;
    (4) первый газообразный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью, и затем расширяют до промежуточного давления;
    (4) второй газообразный поток расширяют до указанного промежуточного давления;
    (4) первый газообразный поток объединяют по меньшей мере с частью потока жидкости, образуя таким образом объединенный поток;
    (4) первый газообразный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью и затем расширяют до промежуточного давления;
    4. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадий охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (4) второй газообразный поток расширяют до указанного промежуточного давления;
    (4) первый поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (4) указанную летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
  5. (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать указанный поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы се
    -43005326 парировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный первый поток пара и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и нагревать его;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать нагретый первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и нагревать его;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать нагретый первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (5) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, образуя таким образом второй поток жидкости;
    (5) третье средство для расширения, соединенное со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и расширять его до более низкого промежуточного давления;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанный поток на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать объединенный поток и охлаждать его достаточно для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (5) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (5) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (5) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (5) третье средство для расширения, соединенное со средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (5) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный поток пара и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем средство для разделения, кроме того, соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять указанный поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху; и (6) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается из относительно менее летучей фракции.
    (5) по меньшей мере, расширенный поток пара и расширенный поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов; и (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (5) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (5) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт, по меньшей мере, с долей оставшейся части потока жидкости в перегонной колонне;
    (5) поток жидкости перегонки отводят от перегонной колонны в месте, которое выше участка, откуда отводят поток пара перегонки, после чего поток жидкости перегонки нагревают и после этого вновь направляют в перегонную колонну, как другую подачу в нее в месте, которое ниже участка, откуда отводят поток пара перегонки;
    (5) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (5) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт, по меньшей мере, с долей оставшейся части потока жидкости в перегонной колонне;
    (5) поток пара перегонки отводят от участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара и охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя второй поток пара и второй поток жидкости;
    (5) поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (5) первый поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (5) часть второго потока жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (5) первый поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (5) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в устройстве для контактирования; и (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (5) второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) часть второго потока жидкости направляют в указанную перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (5) второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в устройстве для контактирования; и (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (5) второй поток жидкости расширяют до более низкого промежуточного давления;
    (5) расширенный поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанный поток сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) объединенный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью и затем расширяют до промежуточного давления;
    (5) второй газообразный поток расширяют до промежуточного давления;
    (5) расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширенный второй газообразный поток направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) объединенный поток охлаждают для того, чтобы сконденсировать его, по существу, полностью, и затем расширяют его до промежуточного давления;
    5. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать указанный поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадий охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (5) второй газообразный поток расширяют до указанного промежуточного давления;
    (5) расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширенный второй газообразный поток направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов,
    -16005326 и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов; и (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (5) по меньшей мере, расширенный поток пара и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (5) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части для того, чтобы образовать таким образом указанный сконденсированный поток и поток жидкости; и (6) поток жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
  6. (6) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (7) контрольного средства, приспособленного для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (6) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара;
    (6) средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и разделять его на поток пара и поток жидкости;
    (6) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка этой перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара;
    (6) средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (6) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара;
    (6) средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (6) средство для отвода пара, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара перегонки из участка перегонной колонны ниже расширенного первого потока пара;
    -40005326 (7) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (6) средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на поток пара и поток жидкости;
    (6) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (6) четвертое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (6) третье средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (6) четвертое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для конденсации по меньшей мере его части, таким образом образуя второй поток жидкости;
    (6) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный более летучий поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (6) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать второй поток жидкости, так что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (6) четвертое средство для расширения, соединенное с первым средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток жидкости и расширять его до указанного более низкого промежуточного давления;
    (6) средство для объединения, соединенное со средством для сепарации и с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток пара и более летучий поток пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    -32005326 (7) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (8) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количество и температуру подаваемого потока в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (6) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный объединенный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (6) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (6) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширенный второй газообразный поток, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) второе средство для расширения, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать, по существу, сконденсированный объединенный поток и расширять его до промежуточного давления;
    (6) третье средство для расширения, соединенное со средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (6) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток и расширенный второй газообразный поток, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (6) часть второго потока жидкости подают в перегонную колонну, как другую подачу в нее в место подачи, по существу, на том же участке, откуда отводят поток пара перегонки;
    (6) поток жидкости перегонки отводят от перегонной колонны в месте, которое выше участка, откуда отводят поток пара перегонки, поток жидкости перегонки нагревают и затем вновь направляют в перегонную колонну как другую подачу в нее в место, которое ниже участка, откуда отводят поток пара перегонки;
    (6) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (6) поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (7) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (6) часть второго потока жидкости подают в перегонную колонну, как другую подачу в нее, в место подачи, по существу, на том же участке, откуда отводят поток пара перегонки;
    (6) поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (7) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (6) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (6) нагретый второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт по меньшей мере с долей оставшейся части второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (6) нагретый второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (6) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя третий поток пара и третий поток жидкости;
    (6) по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа вводят в тесный контакт по меньшей мере с долей оставшейся части второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (6) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя третий поток жидкости;
    (6) первый поток жидкости расширяют до более низкого промежуточного давления;
    (6) более летучий поток пара перегонки объединяют с потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащего основную часть метана и более легких компонентов; и (7) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (6) второй газообразный поток расширяют до промежуточного давления;
    (6) первый поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    6. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
    (6) второй газообразный поток расширяют до указанного промежуточного давления;
    (6) поток жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (6) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
  7. (7) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (7) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости, и для того, чтобы разделить его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединяется с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть потока жидкости в перегонную колонну в место подачи, по существу, на том же участке, на котором отводится поток пара перегонки;
    -44005326 (8) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт по меньшей мере с частью второй части потока жидкости в перегонной колонне;
    (7) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (7) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт по меньшей мере с частью потока жидкости в перегонной колонне;
    (7) третье средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода пара для того, чтобы принимать поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (7) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости и для того, чтобы разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединяется с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть потока жидкости в перегонную колонну в место подачи, по существу, на том же участке, на котором отводится поток пара перегонки;
    (7) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости так, что по меньшей мере часть охлажденного расширенного потока природного газа входит в тесный контакт по меньшей мере с частью потока жидкости в перегонной колонне;
    (7) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать нагретый второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (7) средство для сепарации, соединенное с четвертым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный более летучий поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (7) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать нагретый второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (7) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено с четвертым средством для теплообмена для того, чтобы принимать второй поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (7) третье средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (7) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и чтобы разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения, кроме того, соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть второго потока жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (7) третье средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, образуя, таким образом, третий поток жидкости;
    (7) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (8) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (7) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (7) третье средство для расширения, соединенное с первым средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (7) четвертое средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый газообразный поток и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (7) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (7) третье средство для расширения, соединенное со средством для разделения для того, чтобы принимать второй газообразный поток и расширять ее до промежуточного давления;
    (7) четвертое средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать поток жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (7) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (8) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    -28005326
    (7) средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем средство для разделения, кроме того, соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху; и (8) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры указанных подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть компонентов более тяжелых углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (7) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт, по меньшей мере, с долей оставшейся части второго потока жидкости в перегонной колонне;
    -25005326 (8) поток жидкости перегонки отводят от перегонной колонны в месте, которое выше участка, откуда отводят поток пара перегонки, после чего поток жидкости перегонки нагревают и после этого вновь направляют в перегонную колонну, как другую подачу в нее в место, которое ниже участка, откуда отводят поток пара перегонки;
    (7) поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (7) поток жидкости перегонки отводят от перегонной колонны в месте, которое выше участка, откуда отводят поток пара перегонки, после чего поток жидкости перегонки нагревают и после этого вновь направляют в перегонную колонну как другую подачу в нее в место, которое ниже участка, откуда отводят поток пара перегонки;
    (7) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт, по меньшей мере, с долей оставшейся части второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (7) второй поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (7) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя третий поток пара и третий поток жидкости;
    (7) первый поток пара объединяют со вторым потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (7) более летучий поток пара перегонки охлаждают достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя третий поток жидкости;
    (7) часть третьего потока жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (7) первый поток пара объединяют со вторым потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (7) по меньшей мере часть расширенного потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью третьего потока жидкости в устройстве для контактирования; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (7) расширенный второй поток жидкости и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на более летучий поток пара перегонки и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (7) любую оставшуюся часть первого потока жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (7) расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенный первый поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    7. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (7) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части, чтобы образовать таким образом сконденсированный поток и поток жидкости; и (8) поток жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
    (7) любую оставшуюся часть потока жидкости расширяют до указанного промежуточного давления;
    (7) расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенный поток жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов; и (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (7) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части, чтобы образовать таким образом сконденсированный поток и второй поток жидкости; и (8) второй поток жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху.
  8. (8) второе средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (8) второе средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (8) средство для отвода жидкости, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки из участка перегонной колонны выше средства для отвода пара;
    (8) второе средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (8) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части потока жидкости в перегонной колонне;
    (8) второе средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный поток пара перегонки и сепарировать его на второй поток пара и второй поток жидкости;
    (8) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации, для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (8) четвертое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть;
    (8) средство для разделения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и для того, чтобы разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для подачи первой части второго потока жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (8) четвертое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и охлаждать его достаточно для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть, таким образом образуя третий поток жидкости;
    -37005326 (9) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено с указанным четвертым средством для теплообмена для того, чтобы принимать третий поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (8) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (9) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (8) второе средство для сепарации, соединенное с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный более летучий поток пара перегонки и сепарировать его на третий поток пара и третий поток жидкости;
    (8) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть второго потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части указанного второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (8) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено с третьим средством для теплообмена для того, чтобы принимать третий поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного потока пара входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (8) средство для объединения, соединенное со вторым средством для сепарации и с перегонной колонной для того, чтобы принимать второй поток пара и более летучий поток пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (8) четвертое средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать любую оставшуюся часть первого потока жидкости и расширять ее до указанного промежуточного давления;
    (8) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный газообразный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенный первый поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (8) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости, причем второе средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху; и (9) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней
    -30005326 части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (8) четвертое средство для расширения, соединенное со средством для сепарации для того, чтобы принимать любую оставшуюся часть потока жидкости и расширять его до указанного промежуточного давления;
    (8) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный первый газообразный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенный поток жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (8) второй поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (8) второй поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (8) часть третьего потока жидкости направляют в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (8) по меньшей мере часть расширенного потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с частью третьего потока жидкости в устройстве для контактирования; и
    -21005326 (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    (8) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с долей оставшейся части третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (8) поток более летучего пара перегонки объединяют со вторым потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (8) расширенный, по существу, сконденсированный объединенный поток, расширенный второй газообразный поток и оставшуюся часть первого потока жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную
    -18005326 часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    8. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
    (8) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (8) расширенный, по существу, сконденсированный объединенный поток, расширенный второй газообразный поток и оставшуюся часть потока жидкости направляют в перегонную колонну, в которой указанные потоки сепарируют на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов; и (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  9. (9) средство для разделения, соединенное со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединяется с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть второго потока жидкости в перегонную колонну в место подачи, по существу, на том же участке, на котором отводится поток пара перегонки;
    (9) средство для отвода жидкости, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки из участка перегонной колонны выше средства для отвода пара;
    (9) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (9) четвертое средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода жидкости для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки и нагревать его, причем четвертое средство для теплообмена дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать нагретый поток жидкости перегонки в перегонную колонну в место ниже средства для отвода пара;
    (9) средство для разделения, соединенное со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости и для того, чтобы разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединяется с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть второго потока жидкости в перегонную колонну в месте подачи, по существу, на том же участке, на котором отводится поток пара перегонки;
    (9) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации, для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (9) причем перегонная колонна дополнительно соединена со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт по меньшей мере с частью второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (9) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (10) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (9) второе средство для сепарации, соединенное с четвертым средством для теплообмена для того, чтобы принимать охлажденный более летучий поток пара перегонки и сепарировать его на третий поток пара и третий поток жидкости;
    (9) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть второго потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного охлажденного потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части второго потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (9) средство для разделения, соединенное со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать третий поток жидкости и чтобы разделять его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения, кроме того, соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть третьего потока жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху;
    (9) средство для объединения, соединенное со средством для контактирования и сепарации и со средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (9) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена
    -34005326 приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (10) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (9) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (10) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количество и температуру подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (9) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный объединенный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенную оставшуюся часть первого потока жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (9) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (9) перегонную колонну, соединенную для того, чтобы принимать расширенный, по существу, сконденсированный объединенный поток, расширенный второй газообразный поток и расширенную оставшуюся часть потока жидкости, причем перегонная колонна приспособлена для того, чтобы сепарировать указанные потоки на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть более тяжелых компонентов углеводородов;
    (9) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (10) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (9) второй поток пара объединяют с более летучим потоком пара перегонки для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (10) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    (9) по меньшей мере часть расширенного первого потока пара вводят в тесный контакт по меньшей мере с долей оставшейся части третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (9) второй поток пара объединяют с третьим потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (10) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
    9. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
    (9) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (9) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части, чтобы образовать, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости; и (10) второй поток жидкости направляют в указанную перегонную колонну с подачей в нее сверху.
  10. (10) причем перегонная колонна дополнительно соединена со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть второго потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части второго потока жидкости в перегонной колонне;
    -45005326 (11) средство для отвода жидкости, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки из участка перегонной колонны выше средства для отвода пара;
    (10) четвертое средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода жидкости для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки и нагревать его, причем четвертое средство для теплообмена дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать нагретый поток жидкости перегонки в перегонную колонну в место ниже средства для отвода пара;
    (10) средство для отвода жидкости, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки из участка перегонной колонны выше средства для отвода пара;
    (10) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и поток пара, и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (10) причем перегонная колонна соединена со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть второго потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части второго потока жидкости в перегонной колонне;
    (10) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено
    -41005326 для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (11) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (10) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (10) средство для разделения, соединенное со вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать третий поток жидкости и для того, чтобы разделить его по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем средство для разделения дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать первую часть третьего потока жидкости в перегонную колонну в виде подачи в нее сверху;
    (10) средство для объединения, соединенное со средством для контактирования и сепарации и средством для сепарации для того, чтобы принимать первый поток пара и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (10) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (11) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (10) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть третьего потока жидкости, так что по меньшей мере часть расширенного первого потока пара входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (10) первое средство для теплообмена соединено со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для охлаждения летучей фракции остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (11) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (10) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть;
    (10) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя таким образом сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем второе средство для разделения, кроме того, соединено с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху; и (11) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (10) первое средство для теплообмена, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (11) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (10) второй поток пара объединяют с третьим потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов; и (11) летучую фракцию остаточного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток.
    10. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
    (10) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части, чтобы образовать, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости; и (11) указанный второй поток жидкости направляют в указанную перегонную колонну с подачей в нее сверху.
  11. (11) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (11) четвертое средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода жидкости для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки и нагревать его, причем четвертое средство для теплообмена дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать нагретый поток жидкости перегонки в перегонную колонну в место ниже средства для отвода пара;
    (11) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (12) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (11) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (11) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (12) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (11) причем средство для контактирования и сепарации дополнительно соединено со средством для разделения для того, чтобы принимать вторую часть третьего потока жидкости так, что по меньшей мере часть расширенного первого потока природного газа входит в тесный контакт, по меньшей мере, с долей второй части третьего потока жидкости в устройстве для контактирования;
    (11) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (12) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегон
    -38005326 ной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (11) средство для объединения, соединенное со средством для контактирования и сепарации и средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток пара и третий поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (11) второе средство для разделения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированную часть и разделять ее по меньшей мере на две части, образуя, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости, причем второе средство для разделения далее соединяют с перегонной колонной для того, чтобы направлять второй поток жидкости в перегонную колонну с подачей в нее сверху; и (12) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    11. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  12. (12) четвертое средство для теплообмена, соединенное со средством для отвода жидкости для того, чтобы принимать поток жидкости перегонки и нагревать его, причем четвертое средство для теплообмена дополнительно соединено с перегонной колонной для того, чтобы подавать нагретый поток жидкости перегонки в перегонную колонну в место ниже средства для отвода пара;
    (12) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (13) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (12) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и средством для сепарации для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (12) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом указанный сконденсированный поток; и (13) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (12) средство для объединения, соединенное со средством для контактирования и сепарации и вторым средством для сепарации для того, чтобы принимать второй поток пара и третий поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (12) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать таким образом сконденсированный поток; и (13) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    12. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  13. (13) средство для объединения, соединенное с перегонной колонной и вторым средством для сепарации, для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и второй поток пара и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов;
    (13) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать указанную летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (14) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    (13) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (14) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в средство для контактирования и сепарации и перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуры в верхней части средства для контактирования и сепарации и перегонной колонны при температурах, посредством которых основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    13. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  14. (14) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток; и (15) контрольное средство, приспособленное для того, чтобы регулировать количества и температуры подаваемых потоков в перегонную колонну для того, чтобы поддерживать температуру в верхней части перегонной колонны при температуре, посредством которой основная часть более тяжелых компонентов углеводородов извлекается в относительно менее летучую фракцию.
    14. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем
    -20005326 (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  15. 15. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадий охлаждения;
  16. 16. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  17. 17. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  18. 18. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  19. 19. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  20. 20. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  21. 21. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  22. 22. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (а) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и
    -23005326 (Ь) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  23. 23. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  24. 24. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  25. 25. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  26. 26. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения, чтобы частично сконденсировать его;
  27. 27. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем способ состоит, по существу, из стадий обработки, где (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения;
  28. 28. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, в котором (a) поток природного газа охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) сконденсированный поток расширяют до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем способ состоит, по существу, из стадий обработки, где (1) поток природного газа обрабатывают в одной или более стадиях охлаждения для того, чтобы частично сконденсировать его;
  29. 29. Способ по пп.3, 4, 5, 11-27 или 28, в котором летучую фракцию остаточного газа сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  30. 30. Способ по п.1 или 6, в котором (1) летучую фракцию остаточного газа сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (2) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части для того, чтобы образовать, таким образом, сконденсированный поток и поток жидкости.
  31. 31. Способ по пп.2, 7 или 8, в котором (1) летучую фракцию остаточного газа сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (2) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части для того, чтобы образовать таким образом сконденсированный поток и второй поток жидкости.
  32. 32. Способ по п.9, в котором более летучий поток пара перегонки сжимают и затем объединяют с потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
  33. 33. Способ по п.10, в котором более летучий поток пара перегонки сжимают и затем объединяют со вторым потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
    -26005326
  34. 34. Способ по пп.3-5, 11-27 или 28, в котором летучую фракцию остаточного газа нагревают, сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  35. 35. Способ по п.1 или 6, в котором (1) летучую фракцию остаточного газа нагревают, сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (2) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части для того, чтобы образовать таким образом сконденсированный поток и поток жидкости.
  36. 36. Способ по пп.2, 7 или 8, в котором (1) летучую фракцию остаточного газа нагревают, сжимают и затем охлаждают под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть; и (2) сконденсированную часть разделяют по меньшей мере на две части для того, чтобы образовать, таким образом, сконденсированный поток и второй поток жидкости.
  37. 37. Способ по п.9, в котором более летучий поток пара перегонки нагревают, сжимают, охлаждают и после этого объединяют с потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
  38. 38. Способ по п.10, в котором более летучий поток пара перегонки нагревают, сжимают, охлаждают и затем объединяют со вторым потоком пара для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
  39. 39. Усовершенствование по пп.1-28, 32, 33, 37 или 38, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  40. 40. Способ по пп.1-28, 32, 33, 37 или 38, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  41. 41. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  42. 42. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает
    -27005326 (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  43. 43. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа, в котором указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  44. 44. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  45. 45. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  46. 46. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  47. 47. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  48. 48. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  49. 49. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  50. 50. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  51. 51. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  52. 52. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  53. 53. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  54. 54. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (а) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и
    -35005326 (Ь) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  55. 55. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере часть его и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает:
  56. 56. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  57. 57. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  58. 58. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы частично сконденсировать его;
  59. 59. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются
    -39005326 (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  60. 60. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  61. 61. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  62. 62. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  63. 63. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (а) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и
    -42005326 (Ь) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать указанный поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  64. 64. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  65. 65. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  66. 66. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство включает (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы частично сконденсировать его;
  67. 67. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство в основном содержит (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением;
  68. 68. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащего метан и более тяжелые компоненты углеводородов, причем в указанном устройстве имеются (a) одно или более первых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере его часть и образовать сконденсированный поток; и (b) первое средство для расширения, соединенное с первым средством для теплообмена для того, чтобы принимать сконденсированный поток и расширять его до более низкого давления для того, чтобы образовать поток сжиженного природного газа; причем указанное устройство в основном содержит (1) одно или более вторых средств для теплообмена, взаимно соединенных для того, чтобы принимать поток природного газа и охлаждать его под давлением, достаточным для того, чтобы частично сконденсировать его;
  69. 69. Устройство по пп.43, 44, 45, 67 или 68, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  70. 70. Устройство по п.41, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
  71. 71. Устройство по п.42, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
  72. 72. Устройство по п.46, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
  73. 73. Устройство по п.47 или 48, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее;
  74. 74. Устройство по п.49, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и сжимать его; и (2) средство для объединения, соединенное со средством для сепарации и средством для сжатия для того, чтобы принимать поток пара и сжатый более летучий поток пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
  75. 75. Устройство по п.50, включающее (1) средство для сжатия, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и сжимать его; и (2) средство для объединения, соединенное со средством для сепарации и средством для сжатия для того, чтобы принимать второй поток пара и сжатый более летучий поток пара перегонки и объединять их для того, чтобы образовать летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть метана и более легких компонентов.
  76. 76. Устройство по пп.51, 52, 55 или 56, включающее (1) средство для сжатия, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  77. 77. Устройство по пп.53, 54, 57-65 или 66, включающее (1) средство для сжатия, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и сжимать ее; и (2) первое средство для теплообмена, соединенное со средством для сжатия для того, чтобы принимать сжатую летучую фракцию остаточного газа, причем первое средство для теплообмена приспособлено для того, чтобы охлаждать сжатую летучую фракцию остаточного газа под давлением для того, чтобы сконденсировать по меньшей мере ее часть и образовать, таким образом, сконденсированный поток.
  78. 78. Устройство по пп.43, 44, 45, 67 или 68, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  79. 79. Устройство по п.41, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  80. 80. Устройство по п.42, включающее
    -48005326 (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  81. 81. Устройство по п.46, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  82. 82. Устройство по п.47 или 48, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  83. 83. Устройство по п.49, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и нагревать его;
  84. 84. Устройство по п.50, включающее (1) средство для нагревания, соединенное с перегонной колонной для того, чтобы принимать более летучий поток пара перегонки и нагревать его;
  85. 85. Устройство по пп.51, 52, 55 или 56, включающее (1) средство для нагревания, соединенное со средством для контактирования и сепарации для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  86. 86. Устройство по пп.53, 54, 57-65 или 66, включающее (1) средство для нагревания, соединенное со средством для объединения для того, чтобы принимать летучую фракцию остаточного газа и нагревать ее;
  87. 87. Устройство по пп.41-68, 70, 71, 72, 74, 75, 79, 80, 81, 83 или 84, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  88. 88. Устройство по пп.41-68, 70, 71, 72, 74, 75, 79, 80, 81, 83 или 84, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  89. 89. Способ по п.29, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  90. 90. Способ по п.30, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  91. 91. Способ по п.31, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  92. 92. Способ по п.34, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  93. 93. Способ по п.35, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  94. 94. Способ по п.36, в котором летучая фракция более легких компонентов и компонентов С2.
  95. 95. Способ по п.29, в котором летучая фракция более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  96. 96. Способ по п.30, в котором летучая фракция остаточного более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  97. 97. Способ по п.31, в котором летучая фракция остаточного более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  98. 98. Способ по п.34, в котором летучая фракция остаточного более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  99. 99. Способ по п.35, в котором летучая фракция остаточного более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  100. 100. Способ по п.36, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  101. 101. Устройство по п.69, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  102. 102. Устройство по п.73, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  103. 103. Устройство по п.76, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  104. 104. Устройство по п.77, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  105. 105. Устройство по п.78, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
    остаточного остаточного остаточного остаточного остаточного остаточного остаточного газа газа газа газа газа газа газа содержит основную содержит основную содержит основную содержит основную содержит основную содержит основную содержит основную часть часть часть часть часть часть часть метана, метана, метана, метана, метана, метана, метана, газа газа газа газа содержит основную содержит основную содержит основную содержит основную часть часть часть часть метана, метана, метана, метана,
    -50005326
  106. 106. Устройство по п.82, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  107. 107. Устройство по п.85, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  108. 108. Устройство по п.86, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов и компонентов С2.
  109. 109. Устройство по п.69, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  110. 110. Устройство по п.73, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  111. 111. Устройство по п.76, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  112. 112. Устройство по п.77, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  113. 113. Устройство по п.78, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  114. 114. Устройство по п.82, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  115. 115. Устройство по п.85, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
  116. 116. Устройство по п.86, в котором летучая фракция остаточного газа содержит основную часть метана, более легких компонентов, компонентов С2 и компонентов С3.
EA200400014A 2001-06-08 2002-06-04 Сжижение природного газа EA005326B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US29684801P 2001-06-08 2001-06-08
PCT/US2002/017675 WO2002101307A1 (en) 2001-06-08 2002-06-04 Natural gas liquefaction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400014A1 EA200400014A1 (ru) 2004-08-26
EA005326B1 true EA005326B1 (ru) 2005-02-24

Family

ID=23143823

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400014A EA005326B1 (ru) 2001-06-08 2002-06-04 Сжижение природного газа

Country Status (19)

Country Link
EP (1) EP1397629A1 (ru)
JP (4) JP5041650B2 (ru)
KR (1) KR100877029B1 (ru)
CN (1) CN100449235C (ru)
AR (1) AR034457A1 (ru)
AU (1) AU2008200409B2 (ru)
BR (1) BR0210928B1 (ru)
CA (2) CA2746624C (ru)
EA (1) EA005326B1 (ru)
HK (1) HK1071423A1 (ru)
MX (1) MXPA03011267A (ru)
MY (1) MY138353A (ru)
NO (1) NO20035423D0 (ru)
NZ (2) NZ529941A (ru)
SA (1) SA02230280B1 (ru)
TW (1) TW580554B (ru)
UA (1) UA76750C2 (ru)
WO (1) WO2002101307A1 (ru)
ZA (1) ZA200309504B (ru)

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
DE10226596A1 (de) * 2002-06-14 2004-01-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung einer C3+-reichen Fraktion mit hoher Ausbeute
US7069744B2 (en) * 2002-12-19 2006-07-04 Abb Lummus Global Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
FR2855526B1 (fr) 2003-06-02 2007-01-26 Technip France Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel
US8209996B2 (en) * 2003-10-30 2012-07-03 Fluor Technologies Corporation Flexible NGL process and methods
US7159417B2 (en) * 2004-03-18 2007-01-09 Abb Lummus Global, Inc. Hydrocarbon recovery process utilizing enhanced reflux streams
WO2005114076A1 (en) * 2004-04-26 2005-12-01 Ortloff Engineers, Ltd Natural gas liquefaction
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
JP5032342B2 (ja) * 2005-02-24 2012-09-26 ツヴィスター・ベー・ウイ 天然ガス流を冷却し、冷却流を各種フラクションに分離する方法及びシステム
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
CN100392052C (zh) * 2005-09-27 2008-06-04 华南理工大学 一种用于燃气调峰和轻烃回收的天然气液化方法
JP5032562B2 (ja) * 2006-04-12 2012-09-26 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 天然ガス流の液化方法及び装置
EP2021712A2 (en) 2006-05-15 2009-02-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US8820096B2 (en) 2007-02-12 2014-09-02 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and operation of the same
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20090199591A1 (en) 2008-02-11 2009-08-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Liquefied natural gas with butane and method of storing and processing the same
US10539363B2 (en) 2008-02-14 2020-01-21 Shell Oil Company Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
KR20090107805A (ko) 2008-04-10 2009-10-14 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
WO2010144217A1 (en) * 2009-06-11 2010-12-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
MX344122B (es) * 2009-06-11 2016-12-06 Ortloff Engineers Ltd Procesamiento de gases de hidrocarburos.
WO2010144288A1 (en) * 2009-06-11 2010-12-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
AR076506A1 (es) * 2009-06-11 2011-06-15 Sme Products Lp Procesamiento de gases de hidrocarburos
WO2010144163A1 (en) * 2009-06-11 2010-12-16 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
DE102009038458A1 (de) * 2009-08-21 2011-02-24 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
US9476639B2 (en) * 2009-09-21 2016-10-25 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US9441877B2 (en) 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
RU2607933C2 (ru) 2011-08-10 2017-01-11 Конокофиллипс Компани Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
CN105473967B (zh) 2013-03-15 2018-06-26 查特能源化工公司 混合制冷剂***和方法
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
JP6517251B2 (ja) * 2013-12-26 2019-05-22 千代田化工建設株式会社 天然ガスの液化システム及び液化方法
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
FR3039080B1 (fr) * 2015-07-23 2019-05-17 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Methode de purification d'un gaz riche en hydrocarbures
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
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
US11402155B2 (en) * 2016-09-06 2022-08-02 Lummus Technology Inc. Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
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
KR102642311B1 (ko) * 2018-07-24 2024-03-05 닛키 글로벌 가부시키가이샤 천연가스 처리 장치 및 천연가스 처리 방법

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4600421A (en) * 1984-04-18 1986-07-15 Linde Aktiengesellschaft Two-stage rectification for the separation of hydrocarbons
US4851020A (en) * 1988-11-21 1989-07-25 Mcdermott International, Inc. Ethane recovery system
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
US6014869A (en) * 1996-02-29 2000-01-18 Shell Research Limited Reducing the amount of components having low boiling points in liquefied natural gas
US6053007A (en) * 1997-07-01 2000-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
WO2001088447A1 (en) * 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
US6363744B2 (en) * 2000-01-07 2002-04-02 Costain Oil Gas & Process Limited Hydrocarbon separation process and apparatus

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1501013A (fr) * 1966-09-13 1967-11-10 Air Liquide Procédé de production d'un gaz riche en méthane, sous pression élevée à partirde gaz naturel liquide sous basse pression
JPS5472203A (en) * 1977-11-21 1979-06-09 Air Prod & Chem Production of liquefied methane
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
FR2571129B1 (fr) * 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
US4895584A (en) * 1989-01-12 1990-01-23 Pro-Quip Corporation Process for C2 recovery
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
CA2223042C (en) * 1995-06-07 2001-01-30 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5659109A (en) * 1996-06-04 1997-08-19 The M. W. Kellogg Company Method for removing mercaptans from LNG
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5983664A (en) * 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5890378A (en) * 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
TW366410B (en) * 1997-06-20 1999-08-11 Exxon Production Research Co Improved cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US6182469B1 (en) * 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4600421A (en) * 1984-04-18 1986-07-15 Linde Aktiengesellschaft Two-stage rectification for the separation of hydrocarbons
US4851020A (en) * 1988-11-21 1989-07-25 Mcdermott International, Inc. Ethane recovery system
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
US6014869A (en) * 1996-02-29 2000-01-18 Shell Research Limited Reducing the amount of components having low boiling points in liquefied natural gas
US6053007A (en) * 1997-07-01 2000-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
US6363744B2 (en) * 2000-01-07 2002-04-02 Costain Oil Gas & Process Limited Hydrocarbon separation process and apparatus
WO2001088447A1 (en) * 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants

Also Published As

Publication number Publication date
JP2009174849A (ja) 2009-08-06
ZA200309504B (en) 2004-08-02
NZ542045A (en) 2007-03-30
HK1071423A1 (en) 2005-07-15
AU2008200409A1 (en) 2008-02-21
AR034457A1 (es) 2004-02-25
JP2004530858A (ja) 2004-10-07
MXPA03011267A (es) 2004-10-28
CN1592836A (zh) 2005-03-09
BR0210928A (pt) 2004-10-05
JP2012189315A (ja) 2012-10-04
CA2746624C (en) 2013-05-28
CA2746624A1 (en) 2002-12-19
EP1397629A1 (en) 2004-03-17
AU2008200409B2 (en) 2009-08-20
KR20040018265A (ko) 2004-03-02
WO2002101307B1 (en) 2003-04-03
JP5041650B2 (ja) 2012-10-03
BR0210928B1 (pt) 2014-10-21
TW580554B (en) 2004-03-21
EA200400014A1 (ru) 2004-08-26
CN100449235C (zh) 2009-01-07
WO2002101307A1 (en) 2002-12-19
CA2448884C (en) 2012-05-15
JP5847371B2 (ja) 2016-01-20
JP2015166670A (ja) 2015-09-24
SA02230280B1 (ar) 2008-05-21
CA2448884A1 (en) 2002-12-19
KR100877029B1 (ko) 2009-01-07
NO20035423D0 (no) 2003-12-05
UA76750C2 (ru) 2006-09-15
MY138353A (en) 2009-05-29
NZ529941A (en) 2006-04-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005326B1 (ru) Сжижение природного газа
US6945075B2 (en) Natural gas liquefaction
US7204100B2 (en) Natural gas liquefaction
US6742358B2 (en) Natural gas liquefaction
KR101118830B1 (ko) 천연 가스 액화
AU2002349087A1 (en) Natural gas liquefaction
NZ549861A (en) A process for liquefying natural gas and producing predominantly hydrocarbons heavier than methane

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU