EA006724B1 - Способ получения сжиженного природного газа (варианты) - Google Patents
Способ получения сжиженного природного газа (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- EA006724B1 EA006724B1 EA200400723A EA200400723A EA006724B1 EA 006724 B1 EA006724 B1 EA 006724B1 EA 200400723 A EA200400723 A EA 200400723A EA 200400723 A EA200400723 A EA 200400723A EA 006724 B1 EA006724 B1 EA 006724B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cooling
- feed stream
- cooled
- component
- natural gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 93
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims description 94
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 55
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 150
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 146
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 17
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 30
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 25
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 17
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 16
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 10
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 9
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- -1 benzene Chemical compound 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
- F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—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"
- F25J1/0045—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 vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
В изобретении предлагается способ получения сжиженного природного газа за счет направления питающего потока (11), который содержит природный газ, на стадию охлаждения, где происходит: (а) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения (12) с получением охлажденного питающего потока (13), (b) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения (14) путем снижения давления охлажденного питающего потока с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента и (с) разделение (16) по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента (18, 21) от жидкого компонента (17), причем по меньшей мере часть охлаждения для проведения процесса получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента (18), полученного по меньшей мере на одной стадии охлаждения; причем операции (а)-(с) повторяют один или несколько раз, до тех пор, пока по меньшей мере существенная часть питающего потока на первой стадии охлаждения не будет переработана в СПГ (37), причем питающий поток в операции (а) содержит по меньшей мере часть жидкого компонента, полученного из предыдущей стадии охлаждения.
Description
Область применения изобретения
Настоящее изобретение в общем имеет отношение к созданию способа сжижения природного газа, а более конкретно, имеет отношение к сжижению природного газа, чтобы получить сжиженный природный газ (СПГ) (при атмосферном давлении), причем такой способ не требует использования внешних хладагентов.
Предпосылки к созданию изобретения
Природный газ все шире используют во всем мире в качестве источника топлива. Поэтому предпринимаются усилия для добычи природного газа в удаленных местностях, откуда безопасное транспортирование природного газа по трубам к потребителям является практически невозможным или требует существенных капиталовложений. В то время как транспортирование природного газа с использованием газопроводов невозможно или практически нереально, используют сжижение природного газа в качестве рентабельной альтернативы для транспортирования природного газа на мировые рынки.
Использованный в данном описании термин природный газ следует понимать как сырой природный газ или обработанный природный газ. Сырой природный газ в первую очередь содержит легкие углеводороды, такие как метан, этан, пропан, бутаны, пентаны и гексаны, и примеси, такие как бензол, но может также содержать небольшие количества не углеводородных примесей, таких как азот, сероводород, диоксид углерода, а также следы гелия, карбонилсульфид, различные меркаптаны или воду. Обработанный природный газ в первую очередь содержит метан и этан, но может также содержать небольшие количества более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутаны и пентаны.
Использованный в данном описании термин сжиженный природный газ (СПГ) следует понимать как природный газ, который приведен в сжиженное состояние при атмосферном давлении или при давлении, близком к атмосферному давлению. Под давлением, близком к атмосферному давлению, обычно понимают давление не более ориентировочно 25 рыа (фунтов на квадратный дюйм), как правило, не более ориентировочно 20 рыа, и часто не более ориентировочно 15 рыа.
Сжижение природного газа обычно осуществляют путем снижения температуры природного газа до температуры сжижения, которая лежит в диапазоне ориентировочно от -240 до -260°Р, при атмосферном давлении или при давлении, близком к атмосферному давлению. Этот диапазон температур сжижения является типичным для многих потоков природного газа, так как температура кипения метана при атмосферном давлении составляет около -259°Р. Для производства, хранения и транспортирования СПГ в настоящее время используют традиционные процессы, которые требуют существенного охлаждения для доведения природного газа до его температуры сжижения и поддержания природного газа при этой температуре. Наиболее известными такими процессами охлаждения являются: (1) каскадный процесс; (2) процесс с использованием единственного смешанного хладагента; и (3) процесс с использованием смешанного хладагента, предварительно охлажденного пропаном.
В каскадном процессе СПГ получают за счет использования множества замкнутых контуров охлаждения, в каждом из которых используют единственный чистый хладагент, причем общая конфигурация контуров позволяет постепенно понижать температуры. В первом контуре охлаждения в качестве хладагента обычно используют пропан или пропилен, во втором контуре охлаждения в качестве хладагента может быть использован этан или этилен, в то время как в третьем контуре охлаждения в качестве хладагента используют метан.
В процессе с использованием единственного смешанного хладагента СПГ получают за счет использования единственного замкнутого контура охлаждения, в котором используют многокомпонентный хладагент, который содержит такие компоненты, как азот, метан, этан, пропан, бутаны и пентаны. Смешанный хладагент претерпевает стадии конденсации, расширения и повторного сжатия, для того, чтобы понизить температуру природного газа за счет использования единого набора теплообменников, известного как теплоизолированный кожух.
В процессе с использованием смешанного хладагента, предварительно охлажденного пропаном, СПГ получают за счет использования начальных серий охлажденных пропаном теплообменников, в дополнение к единственному замкнутому контуру охлаждения, в котором используют многокомпонентный хладагент, который содержит такие компоненты, как азот, метан, этан и пропан. Природный газ сначала пропускают через один или несколько охлажденных пропаном теплообменников, а затем направляют в основной теплообменник, охлажденный при помощи многокомпонентного хладагента, после чего проводят расширение для получения СПГ.
На большинстве установок для получения СПГ используют один из указанных процессов сжижения природного газа. Однако, конструкция и эксплуатация таких установок являются дорогими, принимая во внимание стоимость изготовления, эксплуатации и поддержания одного или нескольких внешних замкнутых контуров охлаждения, с использованием единичных или смешанных хладагентов.
Другая проблема, связанная с использованием внешних замкнутых контуров охлаждения, заключается в том, что такие контуры требуют использования и хранения весьма взрывоопасных хладагентов, требующих принятия особых мер безопасности. Такие хладагенты, как пропан, этилен и пропилен, являются взрывоопасными, причем пропан и пропилен, которые являются более тяжелыми, чем воздух, дополнительно усложняют задачу рассеивания этих газов в случае утечки или выхода из строя оборудо
- 1 006724 вания. Это особенно важно при морском получении СПГ и его транспортировании при помощи судов, так как: (1) необходимо хранить большие объемы хладагентов, чтобы поддерживать температуру сжижения природного газа; и (2) эти хладагенты находятся в непосредственной близости от экипажа судна.
Следовательно, существует необходимость в создании рентабельного средства безопасного получения, хранения и транспортирования СПГ на мировые коммерческие рынки, принимая во внимание, что известные способы являются дорогостоящими и только частично гарантируют безопасность.
Среди усилий, предпринятых в указанном направлении, можно упомянуть патент США № 5755114, в котором раскрыт гибридный цикл сжижения для получения СПГ. В предложенном процессе вводят питающий поток сжатого природного газа в теплообменный контакт с пропаном или пропиленом, в замкнутом холодильном цикле, после чего питающий поток природного газа направляют через цикл турбодетандера для обеспечения вспомогательного охлаждения. В предложенном процессе может быть использован только один замкнутый холодильный цикл, в отличие от систем с использованием каскадного типа со смешанным хладагентом, которые в настоящее время используют для получения СПГ при атмосферном давлении. Однако в предложенном процессе все еще требуется по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл с использованием пропана или пропилена, оба из которых являются взрывоопасными, трудно рассеиваемыми и должны храниться на судах, транспортирующих СПГ.
В патенте США № 3360944 предлагается способ получения СПГ за счет разделения питающего потока природного газа на основной поток и второстепенный поток, охлаждения основного и второстепенного потоков для получения жидкого компонента, а затем использования существенной части жидкого компонента в качестве хладагента для осуществления процесса. Жидкий компонент испаряется при теплообмене, сжимается и выводится из процесса. В предложенном способе только незначительная часть питающего потока природного газа преобразуется в СПГ.
В патенте США № 6023942 раскрыт способ получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру ориентировочно выше -112°С (-170°Р), при давлении, которое достаточно для того, чтобы жидкий продукт находился при температуре кипения или ниже ее. Полученный продукт представляет собой сжатый сжиженный природный газ (ССПГ), давление которого существенно выше атмосферного давления. Несмотря на то, что в предложенном процессе не используют внешнее охлаждение, следует иметь в виду, что для сжатия продукта требуется использование специально изготовленных тяжелых и имеющих толстые стенки резервуаров и тяжелых транспортных средств (например, ССПГ судов, тягачей или вагонов). Использование выдерживающего высокие давления оборудования с толстыми стенками существенно повышает стоимость любого коммерческого проекта. Потребитель ССПГ также должен иметь дополнительное оборудование для сжижения, транспортирования и хранения ССПГ, что дополнительно повышает расходы на поставку и создает цепочку начисления стоимости.
В патенте США № 3616652 раскрыт способ получения СПГ в одном этапе, путем сжатия питающего потока природного газа, охлаждения питающего потока сжатого природного газа для получения сжиженного потока, резкого расширения сжиженного потока для получения жидкости при промежуточном давлении, и затем вскипания (мгновенного испарения) и разделения жидкости при промежуточном давлении в единственной операции разделения, чтобы получить СПГ и мгновенно выделяющийся газ при низком давлении. Мгновенно выделяющийся газ при низком давлении рециркулируют, сжимают и вновь вводят в жидкость при промежуточном давлении.
Несмотря на то, что в предложенном процессе и получают СПГ без использования внешних хладагентов, следует иметь в виду, что в этом процессе неэффективно используют его ограниченную способность охлаждения для всего технологического потока, без объединенного использования множества операций разделения, чтобы облегчить тяжелые требования охлаждения. Более того, в предложенном процессе неэффективно снижают давление потока до такого уровня, который требует существенного повторного сжатия мгновенно выделяющегося газа. В результате, в предложенном процессе получают небольшой объем СПГ по сравнению с объемом работы, требующейся для его получения, что снижает рентабельность процесса.
Несмотря на то, что описанные процессы и являются значительным шагом вперед, они далеки от способа, который позволяет безопасно и рентабельно производить СПГ.
Авторы настоящего изобретения обнаружили, что переработка единственного потока природного газа в СПГ, при получении охлаждения для проведения процесса от мгновенно выделяющихся газов, разделенных за счет проведения множества последовательных операций разделения, приводит к повышению выхода СПГ и снижению стоимости оборудования, по сравнению с процессами получения СПГ путем расщепления питающего потока на основной и вспомогательный потоки природного газа и получения жидкого компонента для охлаждения.
Авторы настоящего изобретения также обнаружили, что ступенчатое изменение степени расширения имеющего высокое давление питающего потока природного газа при проведении множества операций охлаждения, расширения и разделения или стадий охлаждения, повышает выход СПГ и одновременно позволяет снизить энергопотребление, по сравнению с процессами получения СПГ, в которых резко снижают давление имеющего высокое давление питающего потока природного газа за счет проведения единственной операции расширения или стадии охлаждения.
- 2 006724
Авторы настоящего изобретения также обнаружили, что переработка единственного потока природного газа в СПГ за счет использования множества стадий охлаждения, которые содержат две или более операции разделения, в сочетании с по меньшей мере равным числом операций расширения, позволяет существенно снизить требования к охлаждению процесса, в результате чего повышается выход СПГ и снижается стоимость оборудования, по сравнению с процессами получения СПГ без использования множества таких связанных операций расширения и разделения.
Краткое изложение изобретения
Настоящее изобретение направлено на создание способа получения СПГ за счет направления питающего потока, который содержит природный газ, на стадию охлаждения, где происходит (а) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока, (Ь) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения, путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента, и (с) разделение по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента, причем по меньшей мере часть охлаждения для проведения процесса получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента; причем операции (а) - (с) повторяют один или несколько раз, до тех пор, пока по меньшей мере существенная часть питающего потока на первой стадии охлаждения не будет переработана в СПГ, причем питающий поток в операции (а) содержит по меньшей мере часть жидкого компонента, полученного на предыдущей стадии охлаждения.
В соответствии с другим вариантом, настоящее изобретение направлено на создание способа получения СПГ за счет направления питающего потока, который содержит природный газ, на стадию охлаждения, где происходит (а) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока, (Ь) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения, путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента, и (с) разделение по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента, причем по меньшей мере часть охлаждения для проведения процесса получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента; причем операции (а)-(с) повторяют один или несколько раз, причем поток в операции (а) содержит по меньшей мере часть жидкого компонента, полученного из предыдущей стадии охлаждения, при этом входное давление питающего потока в операции (Ь), составляет по меньшей мере 1/3 входного давления питающего потока, в операции (а) непосредственно предшествующей стадии охлаждения, при условии, что входное давление указанного питающего потока в операции (а) составляет по меньшей мере 150 рща.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается рентабельный способ получения СПГ, для осуществления которого не требуются большие капиталовложения, необходимые для создания замкнутых контуров охлаждения.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается рентабельный способ получения СПГ, для осуществления которого не требуются резервуары высокого давления и транспортного оборудования для перемещения имеющего высокую степень сжатия продукта в виде СПГ, причем потребителям не приходится применять специальные погрузочно-разгрузочные устройства и оборудование, что требуется при потреблении имеющего высокую степень сжатия СПГ.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ получения СПГ, для осуществления которого не требуется применение взрывоопасных внешних хладагентов в ходе изготовления, хранения или транспортирования СПГ.
Настоящее изобретение также позволяет обеспечить простое и компактное конструктивное исполнение для производства СПГ, что облегчает внедрение способа в местоположениях с недостаточным пространством.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ получения топливного газа для потребления во внутреннем процессе, при поддержании высокой скорости производства СПГ и эффективного потребления энергии в процессе.
Настоящее изобретение также позволяет производить продукт в виде СПГ высокого качества, имеющий низкие концентрации инертных компонентов, таких как азот, и позволяет удалять из питающего потока газоконденсатные компоненты, такие как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также более тяжелые компоненты и бензол.
Краткое описание чертежей
На чертеже показан способ в соответствии с настоящим изобретением, который содержит три стадии охлаждения.
Описание предпочтительных вариантов настоящего изобретения
Более подробно, задачей настоящего изобретения является создание способа получения СПГ из питающего потока, который содержит природный газ. Как уже было определено здесь ранее, природным газом считают как сырой природный газ, так и обработанный природный газ, оба из которых подходят для создания питающих потоков для процесса.
- 3 006724
Природный газ в первую очередь содержит легкие углеводороды, такие как метан, этан, пропан и бутан, но может также содержать небольшие количества не углеводородных примесей, таких как азот, сероводород, диоксид углерода, а также следы гелия, карбонилсульфид, различные меркаптаны или воду. Точный процентный состав сырого природного газа зависит от месторождения и от любых возможных операций предварительной обработки на газогенераторной станции. Например, природный газ может содержать всего 55 молекулярных процентов метана. Однако подходящий для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением природный газ должен содержать по меньшей мере около 75 молекулярных процентов метана, преимущественно по меньшей мере около 85 молекулярных процентов метана, а еще лучше, по меньшей мере около 90 молекулярных процентов метана, что позволяет получать наилучшие результаты. Аналогичным образом, точный состав не углеводородных примесей варьирует в зависимости от месторождения природного газа. Следовательно, зачастую приходится производить предварительную обработку природного газа для удаления имеющих высокие концентрации не углеводородных примесей, таких как кислые газы, ртуть и вода, которые могут повреждать, замораживать и засорять линии и теплообменники или другое оборудование, используемое в процессе. В качестве примеров подходящих способов предварительной обработки можно привести экстрагирование амином или осушение (обезвоживание) за счет использования молекулярных сит.
Входное давление питающего потока природного газа для процесса может быть весьма различным. В том случае, когда природный газ представляет собой газ, подаваемый по трубопроводу, входное давление питающего потока природного газа обычно зависит от давления поставки природного газа при перекачке по трубопроводу. Давление поставки при перекачке по трубопроводу может лежать в диапазоне ориентировочно от 500 рща до 1,800 рыа, но может доходить и до 2,800 рыа. Входное давление питающего потока природного газа должно составлять по меньшей мере около 600 рыа, преимущественно по меньшей мере около 800 рыа, предпочтительнее, по меньшей мере около 1000 рыа, а еще лучше, по меньшей мере около 1200 рыа, чтобы получать наилучшие результаты. Входная температура питающего потока природного газа для процесса может быть весьма различной, но обычно зависит от температуры поставки при перекачке по трубопроводу природного газа, которая обычно лежит в диапазоне ориентировочно от 0 до 120°Р.
На чертеже показан предпочтительный вариант, в котором использованы три стадии охлаждения. Одна стадия охлаждения способа предусматривает охлаждение питающего потока, который содержит природный газ, за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока; расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения, путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента; и разделение по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента, за счет проведения по меньшей мере одной операции разделения. Преимущественно, по меньшей мере часть охлаждения по меньшей мере в одной стадии охлаждения получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента, полученного по меньшей мере на одной стадии охлаждения, используемой в способе. Единственная стадия охлаждения может дополнительно содержать операции сжатия охлажденного парообразного компонента, чтобы получить сжатый парообразный компонент, и рециркуляции сжатого парообразного компонента в питающий поток для одной или нескольких стадий охлаждения.
На фигуре показано, что питающий поток, который содержит природный газ, поступает по линии 11 на первую стадию охлаждения способа. После введения питающего потока по линии 11, он направляется в теплообменник 12, в котором питающий поток охлаждается за счет косвенного теплообменного контакта с охлажденными парообразными компонентами, вводимыми в теплообменник 12 по линии 18, в результате чего получают охлажденный питающий поток. За счет этого начального теплообмена питающий поток преимущественно охлаждается до промежуточной температуры около 0°Р или ниже, а преимущественно до -12.5°Р или ниже, предпочтительнее до -31°Р или ниже, а еще лучше, до -50°Р или ниже. Начальное охлаждение питающего потока может производиться до любой желательной температуры, подходящей для осуществления способа. Однако наилучшие результаты получают в том случае, когда питающий поток преимущественно не охлажден ниже ориентировочно -116°Р за счет проведения начального теплообмена, так как такое сильное охлаждение могло бы приводить к неэффективному использованию производимого внутри процесса хладагента, по меньшей мере в расположенной ниже по течению стадии охлаждения способа (то есть к неэффективному предназначению более холодных хладагентов для первоначально охлажденных загрузок).
В качестве примеров подходящих для осуществления способа теплообменников можно привести (но без ограничения) кожухотрубные теплообменники, теплообменники сердечник в реакторе и теплообменники с паяной оребренной алюминиевой пластиной. Для осуществления способа преимущественно используют один или несколько теплообменников типа теплообменника с паяной оребренной алюминиевой пластиной.
После операции начального охлаждения, охлажденный питающий поток направляют по линии 13 в устройство расширения 14, в котором охлажденный питающий поток изэнтропически или изэнталпически расширяется для снижения давления, с получением охлажденного парообразного компонента и жид
- 4 006724 кого компонента. Несмотря на то, что это и не показано на фигуре, охлажденный питающий поток может расширяться за счет проведения множества операций расширения, без промежуточных операций разделения. Однако стадии охлаждения с использованием множества операций расширения преимущественно следует проводить таким образом, чтобы каждая операция расширения была индивидуально связана с операцией разделения.
В качестве подходящих изэнталпических расширительных устройств могут быть использованы любые обычные известные устройства, в том числе (но без ограничения), клапаны, регулирующие клапаны, клапаны Джоуля - Томсона, трубки Вентури и т.п. Однако предпочтительными изэнталпическими расширительными устройствами являются автоматически срабатывающие клапаны расширения или клапаны Джоуля - Томсона. В качестве подходящих для осуществления настоящего изобретения изэнтропических расширительных устройств могут быть использованы (но без ограничения) детандеры или турбодетандеры, которые позволяют получать, выделять или извлекать работу из такого расширения.
Изэнталпическое или изэнтропическое расширение может быть осуществлено полностью в жидкой фазе, полностью в парообразной фазе, в смешанных фазах, а также может быть проведено таким образом, чтобы облегчить фазовый переход от жидкости к пару. Проводимое в соответствии с настоящим изобретением изэнталпическое или изэнтропическое расширение можно контролировать для поддержания постоянного падения давления или постоянного снижения температуры в устройстве расширения или на стадии охлаждения, для поддержания фазы и объема продукта в виде СПГ, или для создания соответствующего давления питающего потока, чтобы можно было его направлять для определенного использования ниже по течению.
Было обнаружено, что особое ступенчатое изменение степени расширения в устройстве расширения или на стадии охлаждения приводит к существенному снижению полного потребления энергии и стоимости оборудования для получения СПГ. Такая новая конфигурация процесса может быть синергически объединена с рядом операций расширения и разделения или стадий охлаждения, а также согласована с требованиями к сжатию и с отношениями получаемых внутри процесса парообразных компонентов, которые вводят в различные расположенные выше по течению точки процесса в качестве рециркулирующего пара или сжимают для внутреннего использования в качестве топливного газа.
Поэтому давление питающего потока, измеренное в рыа, преимущественно не должно снижаться в одиночной операции расширения или на стадии охлаждения ниже ориентировочно 1/3 его входного давления (например, от 1200 рыа до 400 рыа), а предпочтительнее не должно снижаться ниже ориентировочно 1/2 его входного давления (например, от 1200 рыа до 600 рыа). Однако можно полагать, что такое возрастающее падение давления питающего потока является наиболее полезным при высоком давлении питающего потока. Следовательно, падение давления питающего потока в операции расширения или на стадии охлаждения может быть таким низким, как атмосферное давление или давление, близкое к атмосферному, когда питающий поток имеет низкое входное давление, например 150 рыа или ниже, преимущественно 100 рыа или ниже, а еще лучше, 75 рыа или ниже, для получения наилучших результатов.
В соответствии с предпочтительным вариантом, число стадий охлаждения или операций расширения, которые используют в способе, полностью связано с определенной степенью снижения давления питающего потока на каждой стадии охлаждения или в операции расширения. Например, в предпочтительной конфигурации способа с начальным питающим потоком, имеющим входное давление около 1200 рыа, преимущественно используют по меньшей мере 4 стадии охлаждения для обработки СПГ, при условии, что возрастающее падение давления, измеренное в рыа, составляет не более 1/2 от входного давления питающего потока, для каждой индивидуальной стадии охлаждения.
После проведения одной или нескольких операций расширения, сепаратор 16 разделяет охлажденный парообразный компонент и жидкий компонент. По меньшей мере часть охлажденного парообразного компонента направляют на теплообменник 12 по линии 18, для косвенного охлаждения питающего потока. Баланс охлажденного парообразного компонента может быть направлен на одну или несколько дополнительных следующих стадий охлаждения, для дополнительной переработки в СПГ. После выхода из теплообменника 12, охлажденный парообразный компонент преимущественно сжимают в компрессоре 19 и вводят в питающий поток по линии 20. Ранее введения в питающий поток охлажденный парообразный компонент преимущественно сжимают по меньшей мере ориентировочно до такого же давления, которое имеет питающий поток. Альтернативно, охлажденный парообразный компонент может быть использован в качестве топливного газа для оборудования, такого как компрессоры, что необходимо для получения, хранения и транспортирования СПГ, а также направлен в пламя факела или направлен на одну или несколько дополнительных стадий охлаждения ниже по течению, для дополнительной переработки в СПГ. Охлажденный парообразный компонент может быть непосредственно использован в качестве топлива или может быть сжат ранее использования в качестве топливного газа. Жидкий компонент из сепаратора 16 может быть направлен для извлечения газоконденсата или может быть направлен по линии 17 на одну или несколько дополнительных следующих стадий охлаждения, для дополнительной переработки в СПГ.
Несмотря на то, что это и не показано на фигуре, преимущественно используют по меньшей мере 2 операции разделения, каждую из которых проводят в сочетании с соответствующей операцией расшире
- 5 006724 ния, чтобы повысить выход СПГ, при одновременном снижении полного энергопотребления процесса, по сравнению с другими известными процессами, в которых не используют такую конфигурацию.
Можно полагать, что использование такой конфигурации процесса позволяет получать и облегчает получение охлажденных парообразных компонентов с различными температурами и давлениями. Имеющий более низкое давление и более низкую температуру охлажденный парообразный компонент разумно сначала направлять для осуществления функции охлаждения до более низкой температуры, в то время как охлажденный парообразный компонент, имеющий более высокие давления и температуры, разумно сначала направлять для осуществления функции охлаждения до промежуточной и более высокой температуры охлаждения. Кроме того, выбор охлажденного компонента (и давления такого компонента) можно производить таким образом, чтобы снижать количество энергии, необходимой для перемещения охлажденного парообразного компонента, в результате чего снижается полное энергопотребление процесса. В соответствии с предпочтительным вариантом, для получения СПГ используют по меньшей мере 2 последовательные стадии охлаждения. На чертеже показано, что питающий поток для второй стадии охлаждения входит в теплообменник 22, на выходе которого получают второй охлажденный питающий поток 23. Питающий поток для каждой стадии охлаждения, следующей за первой стадией охлаждения, преимущественно содержит жидкий компонент, полученный в ходе предыдущей стадии охлаждения, или охлажденный парообразный компонент, полученный в ходе предыдущей стадии охлаждения, или то и другое.
Второй охлажденный питающий поток 23 направляют в детандер 24, в котором второй охлажденный питающий поток расширяется до более низкого давления, с соответствующим снижением температуры, в результате чего получают жидкий компонент и охлажденный парообразный компонент. После проведения одной или нескольких операций расширения, сепаратор 26 разделяет охлажденный парообразный компонент и жидкий компонент. По меньшей мере часть охлажденного парообразного компонента направляют в теплообменник 22 по линии 28 и в теплообменник 12 по линии 29, для обеспечения охлаждения для одного или нескольких питающих потоков предыдущей стадии охлаждения. После выхода из теплообменника 12 (или из теплообменника 22), охлажденный парообразный компонент подвергают сжатию в промежуточном компрессоре 30 (дополненном компрессором 19 или без него), в результате чего получают сжатый парообразный компонент 20. Сжатый парообразный компонент 20 затем может быть повторно подан по линиям 11 или 17 в питающий поток одной или нескольких предыдущих стадий охлаждения. Охлажденный парообразный компонент сжимают по меньшей мере ориентировочно до такого же давления, которое имеет питающий поток, в который его вводят. Альтернативно, охлажденный парообразный компонент или сжатый парообразный компонент могут быть использованы в качестве топливного газа. Жидкий компонент может быть направлен на хранение или преимущественно направлен по линии 27 на одну или несколько дополнительных стадий охлаждения, для дополнительной переработки в СПГ.
В соответствии с другим предпочтительным вариантом для получения СПГ используют по меньшей мере 3 последовательных стадии охлаждения. На чертеже показано, что питающий поток для третьей стадии охлаждения поступает в теплообменник 32, на выходе которого получают третий охлажденный питающий поток. Третий охлажденный питающий поток направляют по линии 33 в детандер 34, в котором третий охлажденный питающий поток расширяется до более низкого давления, с соответствующим снижением температуры, в результате чего получают жидкий компонент и охлажденный парообразный компонент.
После проведения одной или нескольких операций расширения сепаратор 36 разделяет охлажденный парообразный компонент и жидкий компонент. По меньшей мере часть охлажденного парообразного компонента направляют в теплообменник 32 по линии 38, в теплообменник 22 по линии 39 и в теплообменник 12 по линии 40, или во все предшествующие теплообменники, для обеспечения охлаждения для одного или нескольких питающих потоков предыдущей стадии охлаждения. После выхода из теплообменника 12, из теплообменника 22 или из теплообменника 32, охлажденный парообразный компонент преимущественно подвергают сжатию при помощи одного или нескольких компрессоров, в результате чего получают сжатый парообразный компонент 20. Затем сжатый парообразный компонент 20 может быть повторно направлен в питающий поток для одной или больше предыдущих стадий охлаждения.
Охлажденный парообразный компонент сжимают, по меньшей мере, ориентировочно до такого же давления, которое имеет питающий поток, в который его вводят.
Несмотря на то, что это и не показано на чертеже, часто является предпочтительным производить охлаждение сжатого парообразного компонента в одной или нескольких операциях охлаждения, ранее его использования в качестве потока рециркуляции.
Альтернативно, охлажденный парообразный компонент может быть использован в качестве топливного газа. Жидкий компонент может быть направлен на хранение в качестве СПГ или преимущественно может быть направлен по линии 37 на одну или больше дополнительных стадий охлаждения, для дополнительной переработки в СПГ.
В соответствии с настоящим изобретением предусмотрено, что любой поток, который получен при помощи одной или нескольких стадий охлаждения способа, может быть подвергнут сжатию при помощи
- 6 006724 компрессоров 19, 30, и/или 42, и направлен назад в процесс для дополнительной переработки или для использования в качестве топливного газа.
В целом, настоящее изобретение позволяет получить существенные преимущества по сравнению с процессами получения СПГ, в которых используют замкнутые контуры охлаждения и разомкнутые контуры охлаждения, но в которых не используют множество стадий охлаждения или множество операций разделения, в сочетании по меньшей мере с равным числом операций расширения. Способ получения СПГ в соответствии с настоящим изобретением позволяет обеспечивать сравнимое или лучшее использование энергии, чем в процессах с разомкнутыми контурами охлаждения, однако он позволяет обеспечивать более высокий выход СПГ по сравнению с типичными процессами получения СПГ с разомкнутым контуром охлаждения. Альтернативно, настоящее изобретение позволяет получать топливный газ для немедленного использования в оборудовании, таком как компрессоры, которые необходимы для производства, транспортирования и хранения СПГ, однако при поддержании выработки СПГ, сравнимой с типичными процессами получения СПГ с разомкнутым контуром охлаждения.
Настоящее изобретение также позволяет добиться существенного снижения капитальных затрат, например, за счет исключения дорогостоящих замкнутых контуров охлаждения, резервуаров высокого давления и транспортного оборудования для перемещения имеющего высокое давление продукта в виде СПГ, а также погрузочно-разгрузочных устройств и оборудования, необходимых для процессов, в которых получают имеющий высокое давление СПГ.
Настоящее изобретение также позволяет повысить безопасность обслуживающего персонала и оборудования за счет исключения использования взрывоопасных внешних хладагентов для производства, хранения или транспортирования СПГ.
Настоящее изобретение также позволяет обеспечить простое и компактное конструктивное исполнение для производства СПГ, что облегчает внедрение способа в местоположениях с недостаточным пространством.
Настоящее изобретение также позволяет получить продукт СПГ более высокого качества, за счет снижения в нем концентрации инертных компонентов, таких как азот.
Несмотря на то, что был подробно описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, приведенный далее пример, который не имеет ограничительного характера, позволит дополнительно прояснить настоящее изобретение.
Пример
Было проведено сравнение результатов моделирования (А) способа получения СПГ, главным образом в соответствии с настоящим изобретением, в котором были использованы 4 стадии охлаждения и 4 операции разделения, с результатами моделирования (В) способа получения СПГ, в котором была использована единственная стадия охлаждения и единственная операция разделения, в системе с разомкнутым контуром. Сравнение было произведено с использованием детального компьютерного моделирования; результаты сравнения сведены в табл. 1.
- 7 006724
Таблица 1
| А | В |
| Скорость подачи (кг/ч): 1.42X10’ | Скорость подачи (кг/ч): 1.22X10’ |
| Исходный состав (моль %): Метан: 83.7 Этан: 7.9 Пропан: 2.1 Бутан: 1 Азот: 5.3 | Исходный состав (моль %): Метан: 83.7 Этан: 7.9 Пропан: 2.1 Бутан: 1 Азот: 5.3 |
| Исходное давление (рвна): 1,450 | Исходное давление (ρείβ): 2,940 |
| Исходная температура (°Е): 95 | Исходная температура (°Е): 95 |
| Стадии охлаждения: 4 | Стадии охлаждения: 1 |
| Давление потока после расширения (Р51а): 1е расширение: 500 2е расширение: 170 3е расширение: 60 4е расширение: 14.7 | Давление потока после расширения (рз!а): 1е расширение: 294 2е расширение: 14.7 |
| Температура потока после расширения (°Е): 1е расширение: -130 2е расширение: -180 3е расширение: -215 4® расширение: -258 | Температура потока после расширения (’Е): 1е расширение: -170 2е расширение: -266 |
| Число операций разделения: 4 | Число операций разделения: 1 |
| Выход продукта (кг/ч): 1.22X10’ | Выход продукта (кг/ч): 1.22 X 10’ |
| Состав СПГ (моль %): Метан: 86.8 Этан: 8.9 Пропан: 2.4 Бутан: 1.1 Азот: 0.7 | Состав СПГ (моль %): Метан: 83.7 Этан: 7.9 Пропан: 2.1 Бутан: 1.0 Азот: 5.3 |
| Потребляемая мощность: 58.4 МВт | Потребляемая мощность: 64.1 МВт |
| Полученное топливо (кг/ч): 2.05 ХЮ4 @ 504.7 рз1а | Полученное топливо (кг/ч): 0 |
| Состав топлива (моль %): Метан: 62.9 Этан: 1.1 Пропан: 0.1 Бутан: 0.0 Азот: 35.8 |
При анализе табл. 1 с удивлением обнаружили, что при моделировании А способа в соответствии с настоящим изобретением, потребление энергии составляет всего только 58,4 МВт, при получении СПГ со скоростью 1,22 х 105 кг/ч, в то время как при моделировании В системы с единственным разомкнутым контуром охлаждения, потребление энергии составляет 64,1 МВт, также при получении СПГ со скоростью 1,22 х 105 кг/ч, что свидетельствует о существенном снижении эксплуатационных расходов при моделировании А по сравнению с моделированием В. Кроме того, при моделировании А внутри процесса производят топливо со скоростью 2,05 х 104 кг/ч при давлении 504,7 р81а, в то время как при моделировании В топливо не производят и поэтому должны его вводить и гидравлически транспортировать от внешнего источника топлива, что необходимо для работы оборудования, такого как компрессоры, чтобы выпускать СПГ. Альтернативно, при моделировании А можно повысить скорость получения СПГ выше 1,22 х 105 кг/ч, вместо производства топлива.
В дополнение к указанным существенным преимуществам по себестоимости продукта и сбережению энергии, моделирование А позволяет получать продукт в виде СПГ лучшего качества по сравнению с продуктом в виде СПГ, получаемым при моделировании В. Как это показано в табл. 1, СПГ, полученный при моделировании А, содержит только 0,7% азота, в то время как СПГ, полученный при моделировании В, содержит 5.3% азота. Такое высокое содержание азота и других инертных компонентов в СПГ является неблагоприятным для потребителей, так как азот не может быть использован в качестве источника топлива. Более того, азот сильно увеличивает давление пара СПГ, что дополнительно повышает расходы на его хранение и транспортирование на удаленные рынки сбыта.
Более высокие параметры, полученные при моделировании А по сравнению с моделированием В, можно приписать новым проектным характеристикам настоящего изобретения, в том числе (но без ограничения) ступенчатому изменению степени снижения давления питающего потока в нескольких стадиях охлаждения, и получению необходимого охлаждения внутри процесса за счет охлажденных парообразных компонентов, получаемых во множестве точек процесса за счет использования множества операций разделения, в сочетании с множеством операций расширения. Эффективное конструктивное исполнение в соответствии с настоящим изобретением также позволяет производить топливный газ для немедленно
- 8 006724 го использования в оборудовании, таком как компрессоры, что необходимо для получения, транспортирования и хранения СПГ, однако при поддержании высокой нормы выработки СПГ, пользующегося спросом у потребителей.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ получения сжиженного природного газа который включает в себя следующие операции:(a) направление питающего потока, который содержит природный газ, на стадию охлаждения, причем стадия охлаждения содержит следующие операции: (1) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока; (ίί) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента; и (ίίί) разделение по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента; и (b) повтор операции (а) один или несколько раз, до тех пор, пока по меньшей мере существенная часть питающего потока на первой стадии охлаждения не будет переработана в сжиженный природный газ (СПГ), причем питающий поток в операции (а) содержит по меньшей мере часть жидкого компонента из операции (ίίί) предыдущей стадии охлаждения;при этом по меньшей мере часть охлаждения для операции (ί) по меньшей мере в одной стадии охлаждения получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента, полученного по меньшей мере на одной стадии охлаждения.
- 2. Способ по п.1, в котором питающий поток в операции (а) для каждой последующей стадии охлаждения дополнительно содержит по меньшей мере часть охлажденного парообразного компонента из операции (ίίί) предыдущей стадии охлаждения.
- 3. Способ по п.1, в котором операцию (а) повторяют дополнительно по меньшей мере два раза.
- 4. Способ по п.1, в котором операцию (а) повторяют дополнительно по меньшей мере три раза.
- 5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна стадия охлаждения дополнительно содержит операцию сжатия охлажденного парообразного компонента с получением сжатого парообразного компонента.
- 6. Способ по п.5, в котором по меньшей мере одна стадия охлаждения дополнительно содержит операцию рециркуляции сжатого парообразного компонента в питающий поток по меньшей мере из одной стадии охлаждения.
- 7. Способ получения сжиженного природного газа, который включает в себя следующие операции:(a) направление питающего потока на стадию охлаждения, причем стадия охлаждения содержит следующие операции: (ί) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока; (ίί) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения, путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента; и (ίίί) отделение по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента; и (b) повтор операции (а) один или несколько раз, причем питающий поток содержит жидкий компонент из операции (ίίί) по меньшей мере одной стадии охлаждения;при этом по меньшей мере часть охлаждения для операции (ί) по меньшей мере в одной стадии охлаждения получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента, полученного по меньшей мере на одной стадии охлаждения; и причем входное давление питающего потока в операции (Ь) составляет по меньшей мере 1/3 входного давления питающего потока в операции (а), непосредственно предшествующей стадии охлаждения, при том, что входное давление указанного питающего потока в операции (а) составляет по меньшей мере 150 рз1а.
- 8. Способ по п.7, в котором входное давление питающего потока в операции (Ь) составляет по меньшей мере 1/3 входного давления питающего потока в операции (а), непосредственно предшествующей стадии охлаждения, при том, что входное давление указанного питающего потока в операции (а) составляет по меньшей мере 75 рз1а.
- 9. Способ по п.7, в котором входное давление питающего потока в операции (Ь) составляет по меньшей мере 1/2 входного давления питающего потока в операции (а) непосредственно предшествующей стадии охлаждения, при условии, что входное давление указанного питающего потока в операции (а) составляет по меньшей мере 150 рз1а.
- 10. Способ по п.7, в котором входное давление питающего потока в операции (Ь), измеренное в рз1а, составляет по меньшей мере 1/2 входного давления питающего потока, измеренного в рз1а, в операции (а), непосредственно предшествующей стадии охлаждения, при том, что входное давление указанного питающего потока в операции (а) составляет по меньшей мере 75 рз1а.
- 11. Способ по п.7, в котором давление питающего потока на первой стадии охлаждения составляет- 9 006724 по меньшей мере 1000 р§1а, причем операцию (а) дополнительно повторяют по меньшей мере 2 раза.
- 12. Способ по п.8, в котором давление питающего потока на первой стадии охлаждения составляет по меньшей мере 1000 рыа, причем операцию (а) дополнительно повторяют по меньшей мере 3 раза.
- 13. Способ по п.9, в котором давление питающего потока на первой стадии охлаждения составляет по меньшей мере 1000 рыа, причем операцию (а) дополнительно повторяют по меньшей мере 3 раза.
- 14. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одна стадия охлаждения дополнительно содержит операцию рециркуляции сжатого парообразного компонента в питающий поток по меньшей мере из одной предыдущей стадии охлаждения.
- 15. Способ получения сжиженного природного газа, который включает в себя следующие операции:(a) направление питающего потока, который содержит природный газ, на стадию охлаждения, причем стадия охлаждения содержит следующие операции: (1) охлаждение питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции охлаждения, с получением охлажденного питающего потока; (ίί) расширение охлажденного питающего потока за счет проведения по меньшей мере одной операции расширения путем снижения давления охлажденного питающего потока, с получением охлажденного парообразного компонента и жидкого компонента; и (ίίί) разделение за счет проведения по меньшей мере одной операции разделения по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента от жидкого компонента; и (b) повтор операции (а) один или несколько раз, причем питающий поток в операции (а) содержит по меньшей мере часть жидкого компонента из операции (ίίί) предыдущей стадии охлаждения;причем по меньшей мере часть охлаждения для операции (ί) по меньшей мере в одной стадии охлаждения получают за счет по меньшей мере части охлажденного парообразного компонента, полученного по меньшей мере на одной стадии охлаждения; и при этом по меньшей мере на одной стадии охлаждения используют множество операций расширения, которые проводят целиком, по меньшей мере, при равном числе операций разделения.
- 16. Способ по п.15, в котором операцию (а) повторяют по меньшей мере 2 раза.
- 17. Способ по п.15, в котором операцию (а) повторяют по меньшей мере 3 раза.
- 18. Способ по п.15, в котором по меньшей мере одна стадия охлаждения дополнительно содержит операцию сжатия охлажденного парообразного компонента с получением сжатого парообразного компонента.
- 19. Способ по п.15, в котором по меньшей мере одна стадия охлаждения дополнительно содержит операцию рециркуляции сжатого парообразного компонента в питающий поток по меньшей мере из одной стадии охлаждения.
- 20. Способ по п.19, в котором рециркуляцию сжатого парообразного компонента в питающий поток производят из первой стадии охлаждения.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/050,922 US6564578B1 (en) | 2002-01-18 | 2002-01-18 | Self-refrigerated LNG process |
| PCT/US2002/040455 WO2003062723A1 (en) | 2002-01-18 | 2002-12-18 | Self-refrigerated lng process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200400723A1 EA200400723A1 (ru) | 2004-12-30 |
| EA006724B1 true EA006724B1 (ru) | 2006-04-28 |
Family
ID=21968336
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200400723A EA006724B1 (ru) | 2002-01-18 | 2002-12-18 | Способ получения сжиженного природного газа (варианты) |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6564578B1 (ru) |
| EP (1) | EP1468230A1 (ru) |
| CN (1) | CN100400994C (ru) |
| AU (1) | AU2002361762B2 (ru) |
| CA (1) | CA2469046C (ru) |
| EA (1) | EA006724B1 (ru) |
| EG (1) | EG23415A (ru) |
| HK (1) | HK1077358A1 (ru) |
| MX (1) | MXPA04006946A (ru) |
| MY (1) | MY127974A (ru) |
| NO (1) | NO20034140L (ru) |
| WO (1) | WO2003062723A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8874382B2 (en) | 2009-05-01 | 2014-10-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for optimizing carbon dioxide sequestration operations |
| RU2606223C2 (ru) * | 2011-07-22 | 2017-01-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Извлечение гелия из потоков природного газа |
| RU2731153C2 (ru) * | 2016-01-11 | 2020-08-31 | ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. | Способ сжижения и устройство для переработки газа |
| RU2747304C2 (ru) * | 2019-03-18 | 2021-05-04 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для редуцирования газа и выработки спг |
| WO2024123208A1 (en) * | 2022-12-07 | 2024-06-13 | Gasanova Olesya Igorevna | Natural gas liquefaction method |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3956735B2 (ja) | 2002-03-25 | 2007-08-08 | 株式会社アドヴィックス | ピストン構造体およびそれを用いた圧力制御装置 |
| US7168265B2 (en) * | 2003-03-27 | 2007-01-30 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
| US20040244279A1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-12-09 | Briscoe Michael D. | Fuel compositions comprising natural gas and dimethyl ether and methods for preparation of the same |
| CR7129A (es) * | 2003-10-29 | 2003-11-17 | Carlos Eduardo Rold N Villalobos | Metodo y aparato para almacenar gases a baja temperatura utilizando un sistema de recuperacion de refrigeracion |
| US7225636B2 (en) * | 2004-04-01 | 2007-06-05 | Mustang Engineering Lp | Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas |
| US20050204625A1 (en) * | 2004-03-22 | 2005-09-22 | Briscoe Michael D | Fuel compositions comprising natural gas and synthetic hydrocarbons and methods for preparation of same |
| RU2272973C1 (ru) * | 2004-09-24 | 2006-03-27 | Салават Зайнетдинович Имаев | Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты) |
| US7673476B2 (en) * | 2005-03-28 | 2010-03-09 | Cambridge Cryogenics Technologies | Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas |
| EP1941218A1 (en) * | 2005-06-09 | 2008-07-09 | Mustang Engineering, L.P. | Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas |
| AU2006280426B2 (en) * | 2005-08-09 | 2010-09-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process for LNG |
| DE102006013686B3 (de) * | 2006-03-22 | 2007-10-11 | Technikum Corporation | Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas |
| US20070283718A1 (en) * | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Hulsey Kevin H | Lng system with optimized heat exchanger configuration |
| US7637112B2 (en) * | 2006-12-14 | 2009-12-29 | Uop Llc | Heat exchanger design for natural gas liquefaction |
| US20080264099A1 (en) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Conocophillips Company | Domestic gas product from an lng facility |
| RU2458296C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2012-08-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сжижения природного газа |
| CA2695348A1 (en) | 2007-08-24 | 2009-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process |
| US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
| US20100205979A1 (en) * | 2007-11-30 | 2010-08-19 | Gentry Mark C | Integrated LNG Re-Gasification Apparatus |
| US9528759B2 (en) * | 2008-05-08 | 2016-12-27 | Conocophillips Company | Enhanced nitrogen removal in an LNG facility |
| US8122946B2 (en) | 2009-06-16 | 2012-02-28 | Uop Llc | Heat exchanger with multiple channels and insulating channels |
| US8631858B2 (en) * | 2009-06-16 | 2014-01-21 | Uop Llc | Self cooling heat exchanger with channels having an expansion device |
| US8118086B2 (en) | 2009-06-16 | 2012-02-21 | Uop Llc | Efficient self cooling heat exchanger |
| US20100313598A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-16 | Daly Phillip F | Separation of a Fluid Mixture Using Self-Cooling of the Mixture |
| US8011191B2 (en) | 2009-09-30 | 2011-09-06 | Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc | Refrigeration system having a variable speed compressor |
| EP2789957A1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-10-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
| EP3045849A3 (en) * | 2015-01-14 | 2016-07-27 | Luciano Ghergo | A plant for liquefying methane gas |
| US9863697B2 (en) * | 2015-04-24 | 2018-01-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas |
| US10072889B2 (en) | 2015-06-24 | 2018-09-11 | General Electric Company | Liquefaction system using a turboexpander |
| CA3006860A1 (en) | 2015-12-03 | 2017-06-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
| US11835270B1 (en) * | 2018-06-22 | 2023-12-05 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
| US11112155B1 (en) | 2018-11-01 | 2021-09-07 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
| US11448434B1 (en) | 2018-11-01 | 2022-09-20 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
| US11536494B1 (en) | 2018-11-01 | 2022-12-27 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems for extended operation |
| US11801731B1 (en) | 2019-03-05 | 2023-10-31 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
| US11629892B1 (en) | 2019-06-18 | 2023-04-18 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
| US11752837B1 (en) | 2019-11-15 | 2023-09-12 | Booz Allen Hamilton Inc. | Processing vapor exhausted by thermal management systems |
| US11561030B1 (en) | 2020-06-15 | 2023-01-24 | Booz Allen Hamilton Inc. | Thermal management systems |
Family Cites Families (59)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2814936A (en) * | 1954-04-09 | 1957-12-03 | Constock Liquid Methane Corp | Method for liquefying natural gas at casing head pressure |
| US3162519A (en) | 1958-06-30 | 1964-12-22 | Conch Int Methane Ltd | Liquefaction of natural gas |
| DE1626325B1 (de) | 1964-11-03 | 1969-10-23 | Linde Ag | Verfahren und Einrichtung zum Verfluessigen von tiefsiedenden Gasen |
| US3331214A (en) * | 1965-03-22 | 1967-07-18 | Conch Int Methane Ltd | Method for liquefying and storing natural gas and controlling the b.t.u. content |
| US3373574A (en) * | 1965-04-30 | 1968-03-19 | Union Carbide Corp | Recovery of c hydrocarbons from gas mixtures containing hydrogen |
| US3360944A (en) | 1966-04-05 | 1968-01-02 | American Messer Corp | Gas liquefaction with work expansion of major feed portion |
| GB1096697A (en) | 1966-09-27 | 1967-12-29 | Int Research & Dev Co Ltd | Process for liquefying natural gas |
| US3433026A (en) * | 1966-11-07 | 1969-03-18 | Judson S Swearingen | Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state |
| DE1915218B2 (de) * | 1969-03-25 | 1973-03-29 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und vorrichtung zum verfluessigen von erdgas |
| US3735600A (en) | 1970-05-11 | 1973-05-29 | Gulf Research Development Co | Apparatus and process for liquefaction of natural gases |
| FR2292203A1 (fr) | 1974-11-21 | 1976-06-18 | Technip Cie | Procede et installation pour la liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition |
| US4065278A (en) | 1976-04-02 | 1977-12-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for manufacturing liquefied methane |
| US4195979A (en) | 1978-05-12 | 1980-04-01 | Phillips Petroleum Company | Liquefaction of high pressure gas |
| US4172711A (en) | 1978-05-12 | 1979-10-30 | Phillips Petroleum Company | Liquefaction of gas |
| US4430103A (en) * | 1982-02-24 | 1984-02-07 | Phillips Petroleum Company | Cryogenic recovery of LPG from natural gas |
| US4445917A (en) | 1982-05-10 | 1984-05-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for liquefied natural gas |
| DE3244143A1 (de) * | 1982-11-29 | 1984-05-30 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zur gaszerlegung |
| US4456459A (en) | 1983-01-07 | 1984-06-26 | Mobil Oil Corporation | Arrangement and method for the production of liquid natural gas |
| US4504296A (en) | 1983-07-18 | 1985-03-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas |
| US4525185A (en) | 1983-10-25 | 1985-06-25 | Air Products And Chemicals, Inc. | Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression |
| US4545795A (en) | 1983-10-25 | 1985-10-08 | Air Products And Chemicals, Inc. | Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction |
| US4698080A (en) | 1984-06-15 | 1987-10-06 | Phillips Petroleum Company | Feed control for cryogenic gas plant |
| GB8418841D0 (en) * | 1984-07-24 | 1984-08-30 | Boc Group Plc | Refrigeration method and apparatus |
| US4901533A (en) | 1986-03-21 | 1990-02-20 | Linde Aktiengesellschaft | Process and apparatus for the liquefaction of a natural gas stream utilizing a single mixed refrigerant |
| US4755200A (en) | 1987-02-27 | 1988-07-05 | Air Products And Chemicals, Inc. | Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes |
| US4778497A (en) | 1987-06-02 | 1988-10-18 | Union Carbide Corporation | Process to produce liquid cryogen |
| US4911741A (en) | 1988-09-23 | 1990-03-27 | Davis Robert N | Natural gas liquefaction process using low level high level and absorption refrigeration cycles |
| US4970867A (en) | 1989-08-21 | 1990-11-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders |
| US5036671A (en) | 1990-02-06 | 1991-08-06 | Liquid Air Engineering Company | Method of liquefying natural gas |
| US5139548A (en) | 1991-07-31 | 1992-08-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Gas liquefaction process control system |
| JPH06159928A (ja) | 1992-11-20 | 1994-06-07 | Chiyoda Corp | 天然ガス液化方法 |
| FR2703762B1 (fr) | 1993-04-09 | 1995-05-24 | Maurice Grenier | Procédé et installation de refroidissement d'un fluide, notamment pour la liquéfaction de gaz naturel. |
| US5359856A (en) | 1993-10-07 | 1994-11-01 | Liquid Carbonic Corporation | Process for purifying liquid natural gas |
| US5615561A (en) | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| DE69523437T2 (de) | 1994-12-09 | 2002-06-20 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) | Anlage und Verfahren zur Gasverflüssigung |
| MY118329A (en) | 1995-04-18 | 2004-10-30 | Shell Int Research | Cooling a fluid stream |
| US5537827A (en) | 1995-06-07 | 1996-07-23 | Low; William R. | Method for liquefaction of natural gas |
| WO1997013109A1 (en) | 1995-10-05 | 1997-04-10 | Bhp Petroleum Pty. Ltd. | Liquefaction process |
| FR2739916B1 (fr) | 1995-10-11 | 1997-11-21 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de liquefaction et de traitement d'un gaz naturel |
| US5611216A (en) | 1995-12-20 | 1997-03-18 | Low; William R. | Method of load distribution in a cascaded refrigeration process |
| FR2743140B1 (fr) | 1995-12-28 | 1998-01-23 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de liquefaction en deux etapes d'un melange gazeux tel qu'un gaz naturel |
| NO301792B1 (no) | 1996-07-01 | 1997-12-08 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjöring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonström utvunnet fra en petroleumforekomst |
| FR2751059B1 (fr) | 1996-07-12 | 1998-09-25 | Gaz De France | Procede et installation perfectionnes de refroidissement, en particulier pour la liquefaction de gaz naturel |
| US5669234A (en) | 1996-07-16 | 1997-09-23 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process |
| US5755114A (en) | 1997-01-06 | 1998-05-26 | Abb Randall Corporation | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process |
| JPH10204455A (ja) | 1997-01-27 | 1998-08-04 | Chiyoda Corp | 天然ガス液化方法 |
| DZ2535A1 (fr) | 1997-06-20 | 2003-01-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel. |
| DZ2534A1 (fr) | 1997-06-20 | 2003-02-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel. |
| TW368596B (en) | 1997-06-20 | 1999-09-01 | Exxon Production Research Co | Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas |
| FR2764972B1 (fr) | 1997-06-24 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede de liquefaction d'un gaz naturel a deux etages interconnectes |
| FR2778232B1 (fr) | 1998-04-29 | 2000-06-02 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de liquefaction d'un gaz naturel sans separation de phases sur les melanges refrigerants |
| DE19821242A1 (de) * | 1998-05-12 | 1999-11-18 | Linde Ag | Verfahren und Vorrichtung zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes |
| US6085546A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas |
| US6085545A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Liquid natural gas system with an integrated engine, compressor and expander assembly |
| US6085547A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Simple method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas |
| US6269656B1 (en) | 1998-09-18 | 2001-08-07 | Richard P. Johnston | Method and apparatus for producing liquified natural gas |
| MY122625A (en) | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
| US6289692B1 (en) | 1999-12-22 | 2001-09-18 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process for LNG production |
| FR2826969B1 (fr) * | 2001-07-04 | 2006-12-15 | Technip Cie | Procede de liquefaction et de deazotation de gaz naturel, installation de mise en oeuvre, et gaz obtenus par cette separation |
-
2002
- 2002-01-18 US US10/050,922 patent/US6564578B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-18 EA EA200400723A patent/EA006724B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-12-18 EP EP02797399A patent/EP1468230A1/en not_active Withdrawn
- 2002-12-18 MX MXPA04006946A patent/MXPA04006946A/es active IP Right Grant
- 2002-12-18 CA CA2469046A patent/CA2469046C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-18 AU AU2002361762A patent/AU2002361762B2/en not_active Ceased
- 2002-12-18 CN CNB028272013A patent/CN100400994C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-18 WO PCT/US2002/040455 patent/WO2003062723A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-12-27 MY MYPI20024910A patent/MY127974A/en unknown
-
2003
- 2003-01-15 EG EG2003010033A patent/EG23415A/xx active
- 2003-09-17 NO NO20034140A patent/NO20034140L/no not_active Application Discontinuation
-
2005
- 2005-10-17 HK HK05109120.9A patent/HK1077358A1/xx not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8874382B2 (en) | 2009-05-01 | 2014-10-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for optimizing carbon dioxide sequestration operations |
| RU2534186C2 (ru) * | 2009-05-01 | 2014-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ (варианты) и система для оптимизации операций изоляции диоксида углерода |
| US10156321B2 (en) | 2009-05-01 | 2018-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for optimizing carbon dioxide sequestration operations |
| RU2606223C2 (ru) * | 2011-07-22 | 2017-01-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Извлечение гелия из потоков природного газа |
| RU2731153C2 (ru) * | 2016-01-11 | 2020-08-31 | ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. | Способ сжижения и устройство для переработки газа |
| RU2747304C2 (ru) * | 2019-03-18 | 2021-05-04 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для редуцирования газа и выработки спг |
| WO2024123208A1 (en) * | 2022-12-07 | 2024-06-13 | Gasanova Olesya Igorevna | Natural gas liquefaction method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200400723A1 (ru) | 2004-12-30 |
| CN100400994C (zh) | 2008-07-09 |
| CA2469046A1 (en) | 2003-07-31 |
| NO20034140L (no) | 2003-11-17 |
| US6564578B1 (en) | 2003-05-20 |
| AU2002361762B2 (en) | 2008-09-18 |
| EP1468230A1 (en) | 2004-10-20 |
| CA2469046C (en) | 2010-10-19 |
| NO20034140D0 (no) | 2003-09-17 |
| EG23415A (en) | 2005-06-28 |
| MXPA04006946A (es) | 2004-12-06 |
| WO2003062723A1 (en) | 2003-07-31 |
| MY127974A (en) | 2007-01-31 |
| CN1615421A (zh) | 2005-05-11 |
| HK1077358A1 (en) | 2006-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA006724B1 (ru) | Способ получения сжиженного природного газа (варианты) | |
| AU2021201534B2 (en) | Pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion | |
| US6378330B1 (en) | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling | |
| JP3868998B2 (ja) | 液化プロセス | |
| US6751985B2 (en) | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state | |
| US5537827A (en) | Method for liquefaction of natural gas | |
| US5755114A (en) | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process | |
| RU2177127C2 (ru) | Повышение эффективности каскадного способа охлаждения открытого цикла | |
| US20170167786A1 (en) | Pre-Cooling of Natural Gas by High Pressure Compression and Expansion | |
| RU2443952C2 (ru) | Способ и устройство для сжижения потока углеводородов | |
| US7591149B2 (en) | LNG system with enhanced refrigeration efficiency | |
| CN106123485B (zh) | 用于单混合制冷剂过程的混合塔 | |
| AU2002361762A1 (en) | Self-refrigerated LNG process | |
| US7225636B2 (en) | Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas | |
| US20070283718A1 (en) | Lng system with optimized heat exchanger configuration | |
| NO20191220A1 (en) | Arctic Cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation | |
| US20190049174A1 (en) | Method and system for liquefying a natural gas feed stream | |
| KR20110122101A (ko) | 액화 천연 가스를 생성하는 방법 및 시스템 | |
| AU2007310940B2 (en) | Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams | |
| US8578734B2 (en) | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream | |
| EP1941218A1 (en) | Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas | |
| MXPA99006305A (en) | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process | |
| MXPA99006295A (en) | Reducing void formation in curable adhesive formulations |
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 KZ KG MD TJ TM |
|
| 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): RU |