EA013234B1 - Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа - Google Patents

Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA013234B1
EA013234B1 EA200700034A EA200700034A EA013234B1 EA 013234 B1 EA013234 B1 EA 013234B1 EA 200700034 A EA200700034 A EA 200700034A EA 200700034 A EA200700034 A EA 200700034A EA 013234 B1 EA013234 B1 EA 013234B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
refrigerant
cooled
methane
natural gas
stream
Prior art date
Application number
EA200700034A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700034A1 (ru
Inventor
Энтони П. Итон
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of EA200700034A1 publication Critical patent/EA200700034A1/ru
Publication of EA013234B1 publication Critical patent/EA013234B1/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
    • 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
    • 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"
    • F25J1/0045—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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0082—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/0095—Oxides of carbon, e.g. CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0207—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level SCR refrigeration cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—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
    • F25J1/0217—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 at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0218—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 at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one or more SCR cycles, e.g. with 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
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Полузакрытая система для получения сжиженного природного газа (СПГ), которая включает определенные преимущества закрытых систем и определенные преимущества открытых систем для создания более эффективной и действенной гибридной системы. В полузакрытой системе конечный метановый холодильный цикл обеспечивает значительное охлаждение потока природного газа посредством непрямого теплопереноса в противоположность расширительному охлаждению. Малая часть продукта СПГ из цикла охлаждения метана используется в качестве восполняющего холодильного агента в цикле охлаждения метана. Находящаяся под давлением часть холодильного агента из цикла охлаждения метана используется в качестве топливного газа. Избыток холодильного агента из цикла охлаждения метана может повторно объединяться с потоком переработанного природного газа вместо выжигания.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В другом аспекте настоящее изобретение относится к усовершенствованному оборудованию для получения сжиженного природного газа (СПГ), использующему метановый полузакрытый холодильный цикл.
Криогенное сжижение природного газа обычно осуществляется в качестве средства преобразования природного газа в более удобную для транспортировки и хранения форму. Такое сжижение уменьшает объем природного газа примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который может храниться и транспортироваться примерно при атмосферном давлении.
Природный газ часто транспортируется посредством трубопровода от источника добычи к удаленному рынку. Является желательным, чтобы трубопровод работал, по существу, при постоянном и высоком факторе нагрузки, но часто пропускная способность или емкость трубопровода будет превосходить потребности, в то время как в другие моменты времени потребность может превосходить пропускную способность трубопровода. В порядке снятия пиков, когда потребность превосходит подачу, или провалов, когда подача превосходит потребность, является желательным хранение избытка газа таким образом, чтобы он мог доставляться, когда потребность превосходит подачу. Такая практика позволяет перекрывать пики потребности в будущем с помощью материала из хранилища. Одно из практических средств для осуществления этого представляет собой преобразование газа в сжиженную форму для хранения, а затем испарение жидкости при возникновении потребности.
Сжижение природного газа имеет еще большую важность, когда газ транспортируется от источника добычи, который расположен на больших расстояниях от возможного рынка, и трубопровод является либо недоступным, либо непрактичным. Это является особенно верным, когда транспортировка посредством емкостей должна осуществляться через океан. Транспортировка на судах в газообразном состоянии, как правило, является непрактичной, поскольку требуется заметное повышение давления для значительного уменьшения удельного объема газа. Такое повышение давления требует использования для хранения более дорогостоящих контейнеров.
Для хранения и транспортировки природного газа в жидком состоянии природный газ предпочтительно охлаждается от -151 до -162°С (от -240 до -260°Р), когда сжиженный природный газ (СПГ) обладает приблизительно атмосферным давлением пара. Из литературы известны многочисленные системы для сжижения природного газ, в которых газ сжижается посредством последовательного прохождения газа при повышенном давлении через множество ступеней охлаждения, при этом газ охлаждается до все более низких температур, пока не достигается температура сжижения. Охлаждение, как правило, осуществляется с помощью непрямого теплообмена с одним или несколькими холодильными агентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, двуокись углерода или сочетания указанных выше холодильных агентов (например, смешанные системы холодильных агентов).
В прошлом, множество видов обычного оборудования для получения СПГ использовалось в метановом холодильном цикле (то есть в холодильном цикле, использующем преимущественно метановый холодильный агент) в качестве конечного холодильного цикла для сжижения природного газа. Некоторая часть обычного оборудования для получения СПГ используется в метановом открытом холодильном цикле, в то время как другая часть используется в метановом замкнутом холодильном цикле. В метановом замкнутом холодильном цикле преимущественно метановый холодильный агент не получают из потока природного газа, который сжижается, или не объединяют с ним. В метановом открытом холодильном цикле преимущественно метановый холодильный агент получают из природного газа, подвергающегося сжижению, и по меньшей мере часть преимущественно метанового холодильного агента повторно объединяется с потоком природного газа, подвергающегося сжижению.
Обычные метановые открытые и замкнутые холодильные циклы, каждый, имеют свои собственные уникальные преимущества и недостатки. Одним из недостатков обычных закрытых систем является то, что компрессор для топливного газа, требуемый для сжатия топливного газа, используется для передачи мощности двигателям (например, газовым турбинам), которые приводят в действие главные компрессоры для холодильного агента. Другим недостатком закрытых систем является то, что большинство закрытых систем производят избыток топливного газа, который просто выжигается из системы. Эти проблемы, связанные с топливным газом у закрытых систем, не относятся к открытым системам. Однако открытые системы имеют их собственные уникальные недостатки. Например, для большинства открытых систем требуется, чтобы поток природного газа, поступающий в открытый холодильный цикл, был полностью конденсированным. Кроме того, в открытом оборудовании для получения СПГ, использующем метаноотгонную колонну для переработки тяжелых фракций, выпускаемых из нижней части главной колонны для удаления тяжелых фракций, головной поток из метаноотгонной колонны должен объединяться с преимущественно метановым холодильным агентом и/или сжиматься из-за разницы давлений между головным потоком из бутаноотгонной колонны и головным потоком из колонны для удаления тяжелых фракций.
Соответственно, имеется необходимость в обеспечении оборудования для получения СПГ, в котором используется гибрид метанового холодильного цикла, который устраняет недостатки как закрытых, так и открытых систем, в то же время, по-прежнему обеспечивая разнообразные преимущества закрытых и открытых систем.
- 1 013234
Таким образом, техническим результатом изобретения является создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в котором устраняется необходимость в отдельном компрессоре для топливного газа.
Техническим результатом изобретения является создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в которой осуществляется способ, использующий избыток метанового холодильного агента, вместо простого выжигания избытка холодильного агента.
Техническим результатом изобретения является создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, в которой не требуется, чтобы входной поток природного газа полностью конденсировался до метанового холодильного цикла.
Техническим результатом изобретения является создание системы сжижения природного газа, использующей метановый холодильный цикл, которая обеспечивает возможность сжижения головного потока из метаноотгонной колонны без сжатия и/или объединения с метановым холодильным агентом.
Следует отметить, что приведенные выше технические результаты являются примерами, и не все они должны осуществляться посредством настоящего изобретения, заявляемого здесь. Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут ясны из последующего описания и чертежей.
Соответственно, один из аспектов настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение природного газа по меньшей мере до 40°Т с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом для получения сжиженного природного газа; (Ь) мгновенное испарение по меньшей мере части сжиженного природного газа для получения, тем самым, преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции и (с) объединение по меньшей мере части преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом, используемым для охлаждения природного газа на стадии (а).
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение природного газа с помощью первого холодильного цикла с использованием первого холодильного агента, содержащего менее 50 мол.% метана; (Ь) после первого холодильного цикла разделение природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций в первой колонне; (с) разделение первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций во второй колонне и (й) охлаждение второго потока легких фракций в метановом теплообменнике с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, при этом стадию (й) осуществляют без предварительного объединения второго потока легких фракций с преимущественно метановым холодильным агентом.
Другой аспект настоящего изобретения относится к способу сжижения природного газа, включающего следующие стадии: (а) охлаждение потока природного газа с помощью первого холодильного цикла путем непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода; (Ь) после первого холодильного цикла охлаждение потока природного газа с помощью второго холодильного цикла путем непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом, содержащим преимущественно этан, этилен или двуокись углерода; (с) после второго холодильного цикла охлаждение потока природного газа по меньшей мере до 40°Т с помощью метанового холодильного цикла путем непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом и (й) охлаждение по меньшей мере части преимущественно метанового холодильного агента во втором холодильном цикле с помощью непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
Еще один аспект настоящего изобретения относится к устройству для сжижения природного газа, содержащему (а) первый холодильный цикл, использующий первый холодильный агент для охлаждения природного газа с помощью непрямого теплообмена с ним; (Ь) метановый холодильный цикл, расположенный после первого холодильного цикла и использующий преимущественно метановый холодильный агент для охлаждения природного газа по меньшей мере до 40°Е с помощью непрямого теплообмена с ним для получения сжиженного природного газа; (с) расширительное устройство, обеспечивающее мгновенное испарение сжиженного природного газа, для получения преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции. Метановый холодильный цикл включает вход для восполнения холодильного агента, для приема по меньшей мере части преимущественно паровой фракции, полученной посредством расширительного устройства, и объединения преимущественно паровой фракции с преимущественно метановым холодильным агентом.
Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения описан подробно ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, где фиг. 1 представляет собой упрощенную блок-схему каскадного способа охлаждения для получения СПГ, в котором используется метановый смешанный холодильный цикл; и фиг. 2 представляет собой блок-схему, обеспечивающую подробности, связанные с системой для контроля количества преимущественно метанового холодильного агента, вводимого в поток природного газа, предназначенный для сжижения.
Как здесь используется, термины преимущественно, первоначально, в основном и в главной части, когда они используются для описания присутствия конкретного компонента в потоке текучей
- 2 013234 среды, должны обозначать, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, преимущественно метановый поток, первоначально метановый поток, поток, в основном, состоящий из метана, или поток, состоящий в главной части из метана, каждый, обозначают поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана. Как здесь используется, термины перед и после будут использоваться для описания относительных положений различных компонентов или способов установки для сжижения природного газа вдоль главного пути протекания природного газа через установку.
В каскадном способе охлаждения используется один или несколько холодильных агентов для переноса тепловой энергии от потока природного газа к холодильному агенту и, в конечном счете, для переноса тепловой энергии в окружающую среду. По существу, система технического охлаждения в целом функционирует как тепловой насос посредством удаления тепловой энергии из потока природного газа, когда поток постепенно охлаждается до все более низких температур. Структура каскадного способа охлаждения включает достижение баланса между термодинамической эффективностью и капитальными затратами. В процессах теплопереноса термодинамические необратимости уменьшаются, когда градиенты температуры между нагревающими и охлаждающими текучими средами становятся меньше, но получение таких малых градиентов температуры, как правило, требует значительного увеличения величины площади теплопереноса, больших модификаций в различном технологическом оборудовании и правильного выбора скоростей потока через такое оборудование таким образом, чтобы обеспечить соответствие как скорости потока, так и температуры на входе и на выходе требуемому рабочему циклу нагревания/охлаждения.
В типичном оборудовании для получения СПГ различные стадии предварительной переработки обеспечиваются средствами для удаления определенных нежелательных компонентов, таких как кислотные газы, меркаптан, ртуть и вода, из входного потока природного газа, доставляемого в оборудование. Композиция этого потока газа может изменяться значительно. Поток природного газа представляет собой любой поток, в основном состоящий из метана, который создают в главной части от входного потока природного газа, такой входной поток, например, содержит по меньшей мере 85 мол.% метана, при этом остаточная часть потока представляет собой этан, высшие углеводороды, азот, двуокись углерода и малое количество других примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптан. Стадии предварительной переработки могут представлять собой отдельные стадии, обеспеченные либо перед циклами охлаждения, либо расположенные после одной из ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Следующее далее представляет собой не претендующий на полноту список некоторых из доступных средств, которые хорошо известны специалисту в данной области. Кислотные газы и, по меньшей мере, меркаптан обычно удаляют посредством химической реакции, использующей водный раствор, несущий амины. Эта стадия переработки, как правило, осуществляется перед ступенями охлаждения в начальном цикле.
Большую часть воды обычно удаляют как жидкость посредством двухфазного разделения газа и жидкости после сжатия газа и охлаждения перед начальным циклом охлаждения, а также после первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют посредством слоев сорбента, поглощающего ртуть. Остаточные количества воды и кислотных газов обычно удаляют посредством соответствующим образом выбранных слоев сорбентов, таких как регенерируемые молекулярные сита.
Входной поток предварительно переработанного природного газа подают, как правило, в способ сжижения при повышенном давлении или сжимают до повышенного давления, как правило, большего чем 3,44 МПа (500 фунт/кв.дюйм), предпочтительно примерно от 3,44 примерно до 20,67 МПа (примерно от 500 примерно до 3000 фунт/кв.дюйм), еще более предпочтительно примерно от 3,44 примерно до 6,89 МПа (примерно от 500 примерно до 1000 фунт/кв.дюйм) и еще более предпочтительно примерно от
4,13 примерно до 5,51 МПа (примерно от 600 примерно до 800 фунт/кв.дюйм). Температура входного потока, как правило, примерно равна температуре окружающей среды или немного превышает температуру окружающей среды. Репрезентативный диапазон температур представляет собой от 15,5 до 65,5°С (от 60 до 150°Р).
Как отмечалось ранее, входной поток природного газа охлаждают в множестве многоступенчатых циклов или стадий (предпочтительно трех) с помощью непрямого теплообмена с множеством различных холодильных агентов (предпочтительно с тремя). Общая эффективность охлаждения для данного цикла улучшается, когда увеличивается количество ступеней, но это увеличение эффективности сопровождается соответствующим увеличением общих капитальных затрат и сложности способа. Входной газ предпочтительно проходит через эффективное количество ступеней охлаждения, номинально две, предпочтительно две-четыре, а более предпочтительно через три ступени в первом замкнутом холодильном цикле при непрямом теплообмене с холодильным агентом, имеющим относительно высокую температуру кипения. Такой холодильный агент с относительно высокой температурой кипения предпочтительно состоит в главной части из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно холодильный агент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% пропана, а наиболее предпочтительно холодильный агент состоит, по существу, из пропана. Затем переработанный входной газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально две,
- 3 013234 предпочтительно две-четыре, а более предпочтительно две или три во втором замкнутом холодильном цикле при непрямом теплообмене с холодильным агентом, имеющим более низкую температуру кипения. Такой холодильный агент с более низкой температурой кипения предпочтительно состоит в главной части из этана, этилена или их смесей, более предпочтительно холодильный агент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% этилена и наиболее предпочтительно холодильный агент состоит, по существу, из этилена. После этого переработанный входной газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально две, предпочтительно две-пять, а более предпочтительно три или четыре в третьем метановом холодильном цикле при непрямом теплообмене с преимущественно метановым холодильным агентом. Такой преимущественно метановый холодильный агент предпочтительно содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере примерно 90 мол.% метана, а наиболее предпочтительно преимущественно метановый холодильный агент состоит, по существу, из метана. В особенно предпочтительном варианте осуществления преимущественно метановый холодильный агент содержит меньше чем 10 мол.% азота, наиболее предпочтительно меньше чем 5 мол.% азота.
В основном входной поток природного газа будет содержать такое количество С2+ компонентов, чтобы это приводило к образованию обогащенной С2+ жидкости на одной или нескольких ступенях охлаждения. Эту жидкость удаляют с помощью средств разделения газа и жидкости, предпочтительно одного или нескольких обычных сепараторов газ-жидкость. Как правило, последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени контролируют с тем, чтобы удалять настолько много углеводородов, С2 и более высокомолекулярных, насколько это возможно, из газа с получением потока газа, преимущественно из метана, и потока жидкости, содержащей значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Эффективное количество средств разделения газа/жидкости располагают в стратегических положениях после зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных С2+ компонентами. Точные положения и количество средств разделения газ/жидкость, предпочтительно обычных сепараторов газ/жидкость, будет зависеть от нескольких рабочих параметров, таких как композиция С2+ входного потока природного газа, желаемого содержания ВТи (БТЕ - британских тепловых единиц) в продукте СПГ, количества компонентов С2+ для других применений и других факторов, обычно рассматриваемых специалистами в области установок для получения СПГ и работы газоперерабатывающих заводов. Поток или потоки С2+ углеводородов могут освобождаться от метана посредством одноступенчатого мгновенного испарения или колонны фракционирования. В последнем случае полученный поток, обогащенный метаном, может быть непосредственно возвращен под давлением в способ сжижения. В первом случае этот поток, обогащенный метаном, может быть повторно доведен до высокого давления и рециклирован или может быть использован в качестве топливного газа. Поток или потоки С2+ углеводородов или деметанизированный поток С2+ углеводородов может быть использован в качестве топлива или может быть дополнительно переработан, например, посредством фракционирования в одной или нескольких зонах фракционирования для получения индивидуальных потоков, обогащенных конкретными химическими составляющими (например, С2, С3, С4 и С5+).
В способе сжижения, описанном здесь, может использоваться один из нескольких типов охлаждения, которые включают, но не ограничиваясь этим, (а) непрямой теплообмен, (Ь) испарение и (с) расширение или понижение давления. Непрямой теплообмен, как здесь используется, относится к способу, в котором холодильный агент обеспечивает охлаждение вещества, которое должно охлаждаться, без реального физического контакта между холодильным агентом и веществом, которое должно охлаждаться. Конкретные примеры средств непрямого теплообмена включают теплообмен, осуществляемый в кожухотрубном теплообменнике, котловом теплообменнике с паяными ребристыми пластинами внутри и в теплообменнике с паяными алюминиевыми пластинами. Физическое состояние холодильного агента и вещества, которое должно охлаждаться, может изменяться в зависимости от требований системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник будет, как правило, использоваться, когда холодильный агент находится в жидком состоянии и вещество, которое должно охлаждаться, находится в жидком или газообразном состоянии или когда одно из веществ подвергается фазовому переходу и условия способа не обеспечивают использование котлового теплообменника с паяными ребристыми пластинами внутри. В качестве примера, алюминий и алюминиевые сплавы являются предпочтительными материалами для конструирования сердцевины в котловом теплообменнике, но такие материалы могут быть непригодными для использования при указанных условиях способа. Теплообменник с ребристыми пластинами будет, как правило, использоваться, когда холодильный агент находится в газообразном состоянии, а вещество, которое должно охлаждаться, находится в жидком или газообразном состоянии. Наконец, котловой теплообменник с паяными ребристыми пластинами внутри будет, как правило, использоваться, когда вещество, которое должно охлаждаться, представляет собой жидкость или газ и холодильный агент во время теплообмена подвергается фазовому переходу из жидкого состояния в газообразное состояние.
Охлаждение испарением относится к охлаждению вещества посредством выпаривания или испарения части вещества, при этом система поддерживается при постоянном давлении. Таким образом, во время испарения часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло из части вещества, которое оста
- 4 013234 ется в жидком состоянии, и, следовательно, охлаждает жидкую часть. Наконец, охлаждение посредством расширения или понижения давления относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы понижается посредством прохождения через средства для понижения давления. В одном из вариантов осуществления эти средства расширения представляют собой расширительный клапан Джоуля-Томсона. В другом варианте осуществления средства расширения представляют собой гидравлический или газовый детандер. Поскольку детандеры извлекают энергию для работы из процесса расширения, при расширении являются возможными более низкие температуры переработки потока.
Блок-схема и устройство, показанные на фиг. 1, представляют собой предпочтительный вариант осуществления изобретения, относящийся к оборудованию для получения СПГ согласно настоящему изобретению, в котором используется метановый полузамкнутый холодильный цикл. На фиг. 2 показан предпочтительный вариант осуществления системы для контроля количества метанового холодильного агента, вводимого обратно в поток переработанного природного газа, подлежащего сжижению. Специалисты в данной области могут заметить, что фиг. 1 и 2 представляют собой только схемы и поэтому многие элементы оборудования, которые необходимы промышленной установке для успешной работы, для простоты отсутствуют. Такие элементы могут включать, например, устройства для контроля компрессоров, измерения потока и уровня и соответствующие контроллеры, устройства для контроля температуры и давления, насосы, двигатели, фильтры, дополнительные теплообменники и клапаны и т.п. Эти элементы могут предусматриваться в соответствии со стандартной инженерной практикой.
Для облегчения понимания фиг. 1 и 2 используются следующие ссылочные композиции. Элементы с позициями 1-99 представляют собой технологические емкости и оборудование, которые непосредственно связаны со способом сжижения. Элементы с позициями 100-199 соответствуют проточным линиям или проходам, которые содержат преимущественно метановые потоки. Элементы с позициями 200-299 соответствуют линиям или проходам для потока, которые содержат преимущественно этиленовые потоки. Элементы с позициями 300-399 соответствуют линиям или проходам для потока, которые содержат преимущественно пропановые потоки. Элементы с позициями 400-499 на фиг. 2 представляют собой емкости, оборудование, линии или проходы системы для контроля количества метанового холодильного агента, вводимого обратно в поток переработанного природного газа, подлежащего сжижению.
Со ссылкой на фиг. 1, в первом холодильном цикле газообразный пропан сжимается в многоступенчатом (предпочтительно трехступенчатом) компрессоре 18, приводимом в действие посредством газотурбинного двигателя (не показан). Три ступени сжатия предпочтительно используются в одной установке, хотя каждая ступень сжатия может представлять собой отдельную установку, и установки соединяются механически, чтобы они приводились в действие посредством одного двигателя. При сжатии сжатый пропан проходит через трубопровод 300 в охладитель 20, где охлаждается и сжижается. Репрезентативные давление и температура сжиженного пропанового холодильного агента перед мгновенным испарением составляют примерно 37,7°С (примерно 100°Р) и примерно 1,30 МПа (примерно 190 фунт/кв.дюйм). Поток из охладителя 20 проходит через трубопровод 302 в средства понижения давления, показанные как расширительный клапан 12, где давление сжиженного пропана понижается, при этом испаряя или мгновенно испаряя его часть. Затем полученный двухфазный продукт проходит через трубопровод 304 в многоступенчатый пропановый охладитель 2, в котором газообразный метановый холодильный агент, вводимый через трубопровод 152, входной природный газ, вводимый через трубопровод 100, и газообразный этиленовый холодильный агент, вводимый через трубопровод 202, соответственно, охлаждаются с помощью средств непрямого теплообмена 4, 6 и 8, при этом производя потоки охлажденного газа, выходящие, соответственно, через трубопроводы 154, 102 и 204. Преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 154 вводится в главный метановый экономайзер 74, который будет описан более подробно в нижеследующем описании.
Газообразный пропан из охладителя 2 возвращается в компрессор 18 через трубопровод 306. Этот газ вводится во входной канал высокой ступени компрессора 18. Оставшийся жидкий пропан проходит через трубопровод 308, давление дополнительно понижается посредством прохождения через средства понижения давления, показанные как расширительный клапан 14, при этом дополнительная часть сжиженного пропана мгновенно испаряется. Затем полученный двухфазный поток вводится в пропановый охладитель 22 промежуточной ступени через трубопровод 310, тем самым обеспечивая охлаждающий агент для охладителя 22. Охлажденный поток входного газа из охладителя 2 проходит через трубопровод 102 в разделительное оборудование 10, где разделяются газовая и жидкая фазы. Жидкая фаза, которая может быть обогащена в С3+ компоненты, удаляется через трубопровод 103. Газообразная фаза удаляется через трубопровод 104, а затем разделяется на два отдельных потока, которые переносятся через трубопроводы 106 и 108. Поток в трубопроводе 106 вводится в пропановый охладитель 22. Поток в трубопроводе 108 становится извлекающим газом для колонны для удаления тяжелых фракций 60, описанной более подробно ниже. Этиленовый холодильный агент из охладителя 2 вводится в охладитель 22 через трубопровод 204.
В пропановом охладителе 22 промежуточной ступени входной поток газа, также упоминаемый здесь как поток переработанного природного газа, и потоки этиленового холодильного агента, соответ
- 5 013234 ственно, охлаждаются с помощью средств непрямого теплопереноса 24 и 26, тем самым получая потоки охлажденного входного газа и этиленового холодильного агента через трубопроводы 110 и 206. Таким образом, испаренная часть пропанового холодильного агента отделяется и проходит через трубопровод 311 на вход компрессора промежуточной ступени 18. Жидкий пропановый холодильный агент из охладителя 22 удаляется через трубопровод 314, мгновенно испаряется в средствах понижения давления, показанных как расширительный клапан 16, а затем вводится в охладитель/конденсатор пропана низкой ступени 28 через трубопровод 316.
Как показано на фиг. 1, входной поток газа проходит от пропанового охладителя промежуточной ступени 22 в пропановый охладитель низкой ступени 28 через трубопровод 110. В охладителе 28 поток охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 30. Подобным же образом, поток этиленового холодильного агента проходит из пропанового охладителя промежуточной ступени 22 в пропановый охладитель низкой ступени 28 через трубопровод 206. В последнем этиленовый холодильный агент может полностью конденсироваться или конденсироваться почти полностью с помощью средств непрямого теплообмена 32, хотя полная конденсация не требуется. Испаренный пропановый холодильный агент удаляется из пропанового охладителя низкой ступени 28 и возвращается на вход компрессора низкой ступени 18 через трубопровод 320.
Как показано на фиг. 1, входной поток газа, выходящий из пропанового охладителя низкой ступени 28, вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42 через трубопровод 112. Этиленовый холодильный агент выходит из пропанового охладителя низкой ступени 28 через трубопровод 208 и предпочтительно вводится в емкость сепаратора 37, где легкие компоненты удаляются через трубопровод 209, а конденсированный этилен удаляется через трубопровод 210. Этиленовый холодильный агент в этом месте, в способе, как правило, находится при температуре примерно -31,1 °С (примерно -24°Е) и при давлении примерно 285 фунт/кв.дюйм. Затем этиленовый холодильный агент проходит в этиленовый экономайзер 34, где он охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 38, удаляется через трубопровод 211 и проходит к средствам понижения давления, показанным как расширительный клапан 40, при этом холодильный агент мгновенно испаряется до предварительно заданной температуры и давления и вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42 через трубопровод 212. Пары удаляются из охладителя 42 через трубопровод 214 и направляются в этиленовый экономайзер 34, где пары функционируют как охлаждающий агент с помощью средств непрямого теплообмена 46. Затем пары этилена удаляются из этиленового экономайзера 34 через трубопровод 216 и вводятся на вход высокой ступени этиленового компрессора 48. Этиленовый холодильный агент, который не испаряется в этиленовом охладителе высокой ступени 42, удаляется через трубопровод 218 и возвращается в этиленовый экономайзер 34 для дополнительного охлаждения с помощью средств непрямого теплообмена 50, удаляется из этиленового экономайзера через трубопровод 220 и мгновенно испаряется в средствах понижения давления, показанных как расширительный клапан 52, при этом полученный двухфазный продукт вводится в этиленовый охладитель низкой ступени 54 через трубопровод 222.
После охлаждения в средствах непрямого теплообмена 45 обогащенный метаном поток удаляется из этиленового охладителя высокой ступени 42 через трубопровод 116. Затем этот поток частично конденсируется посредством охлаждения, обеспечиваемого средствами непрямого теплообмена 56, в этиленовом охладителе низкой ступени 54, при этом получают двухфазный поток, который проходит через трубопровод 115 в колонну для удаления тяжелых фракций 60. Как было отмечено ранее, входной поток газа в линии 104 разделяется с тем, чтобы он проходил через трубопроводы 106 и 108. Поток трубопровода 108, который упоминается здесь как поток извлекающего газа, проходит к нижнему входу колонны для удаления тяжелых фракций 60. В колонне для удаления тяжелых фракций 60 двухфазный поток, вводимый через трубопровод 115, вступает в контакт с потоком охлажденного извлекающего газа, вводимого через трубопровод 108 противоточным образом, для получения обедненного тяжелыми фракциями головного потока паров через трубопровод 118 и обогащенного тяжелыми фракциями потока жидкости через трубопровод 117. Поток жидкости, обогащенный тяжелыми фракциями, содержит значительную концентрацию С4+ углеводородов, таких как бензол, циклогексан, другие ароматические соединения и/или компоненты более тяжелых углеводородов. Головной поток (легких фракций) из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118 объединяется с частью метанового холодильного агента из трубопровода 107, как подробно будет описано ниже, и объединенный поток переносится через трубопровод 119 в главный метановый экономайзер 74 для охлаждения в средствах непрямого теплопереноса 77. Поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из нижней части колонны для удаления тяжелых фракций 60 через трубопровод 117, впоследствии разделяется на жидкую и паровую части, или предпочтительно мгновенно испаряется, или фракционируется в метаноотгонной колонне 61. В любом случае поток жидкости, обогащенный тяжелыми фракциями (донный поток), проходит через трубопровод 121, а второй обогащенный метаном поток паров (головной поток) проходит через трубопровод 120.
Как было отмечено ранее, преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 154 вводится в главный метановый экономайзер 74, где поток охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 97. Первая часть полученного охлажденного потока сжатого метанового холодильного агента из средств теплообмена 97 извлекается из главного метанового экономайзера 74 через трубопро
- 6 013234 вод 156, в то время как вторая часть потока метанового холодильного агента, покидающая средства теплообмена 97, вводится в средства непрямого теплообмена 98 для дополнительного охлаждения. Метановый холодильный агент в трубопроводе 156 вводится в этиленовый охладитель высокой ступени 42, где метановый холодильный агент охлаждается с помощью этиленового холодильного агента в средствах непрямого теплообмена 44. Полученный охлажденный метановый холодильный агент выходит из этиленового охладителя высокой ступени 42 через трубопровод 157.
Охлажденный поток метанового холодильного агента из средств теплообмена 98 извлекают из главного метанового экономайзера 74 через трубопровод 158, а затем объединяют в Т-образном трубопроводе 49 с охлажденным метановым холодильным агентом в трубопроводе 157. Объединенный поток метанового холодильного агента переносится из Т-образного трубопровода 49 в Т-образный трубопровод 51 через трубопровод 104. Т-образный трубопровод 51 представляет собой часть системы контроля (описанной подробно ниже со ссылкой на фиг. 2), которая направляет часть потока метанового холодильного агента из метанового холодильного цикла через трубопровод 107 и объединяет эту часть потока метанового холодильного агента с головным потоком из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118. Остаток (то есть необъединенная часть) метанового холодильного агента проходит через трубопровод 105 в этиленовый охладитель низкой ступени 68. В этиленовом охладителе низкой ступени 68 поток преимущественно метанового холодильного агента охлаждается с помощью средств непрямого теплообмена 70 с помощью выходящего потока жидкости из этиленового охладителя промежуточной ступени 54, который направляется в этиленовый охладитель низкой ступени 68 через трубопровод 226. Охлажденный продукт метанового холодильного агента из этиленового охладителя низкой ступени 68 переносится через трубопровод 122 в главный метановый экономайзер 74. Пары этилена из этиленового охладителя низкой ступени 54 (извлекаемые через трубопровод 224) и этиленового охладителя низкой ступени 68 (извлекаемые через трубопровод 228) объединяются и направляются через трубопровод 230 в этиленовый экономайзер 34, где пары функционируют в качестве охлаждающего агента с помощью средств непрямого теплообмена 58. Затем поток направляется через трубопровод 232 из этиленового экономайзера 34 на вход компрессора этилена низкой ступени 48.
Как показано на фиг. 1, выходной поток из компрессора из паров, введенных через сторону низкой ступени компрессора этилена 48, удаляется через трубопровод 234, охлаждается с помощью охладителя промежуточной ступени 71 и возвращается в компрессор 48 через трубопровод 236 для инжекции с помощью потока высокой ступени, присутствующего в трубопроводе 216. Предпочтительно двухступенчатые устройства представляют собой один модуль, хотя они могут, каждое, представлять собой отдельный модуль, и модули механически соединяются с общим двигателем. Сжатый продукт этилена из компрессора 48 направляется в расположенный после него охладитель 72 через трубопровод 200. Продукт из охладителя 72 проходит через трубопровод 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый охладитель высокой ступени 2.
На фиг. 2 показана система для контроля количества метанового холодильного агента, который объединяется с головным потоком (легких фракций) из колонны для удаления тяжелых фракций в трубопроводе 118. Система содержит сборную емкость 400 для метанового холодильного агента, расположенную в трубопроводе 122. Индикатор уровня 402 соединяется в рабочем состоянии со сборной емкостью 400. Индикатор уровня 402 регистрирует уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 400 и генерирует сигнал 404, показывающий такой уровень. Узел контроля потока 406 принимает сигнал индикатора уровня 404 и генерирует сигналы контроля потока 408 и 410. Клапаны контроля потока 412 и 416 принимают сигналы контроля потока 408 и 410 соответственно. Клапаны контроля потока 408 и 410 контролируют величину потока через трубопроводы 107 и 105, соответственно, в ответ на сигналы контроля потока 408 и 410. При работе, когда уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 400 становится нежелательно высоким, клапаны 412 и 416 автоматически регулируются, чтобы обеспечить больший поток через трубопровод 107 и меньший поток через трубопровод 105. Наоборот, когда уровень жидкого метанового холодильного агента в сборной емкости 400 становится нежелательно низким, клапаны 412 и 416 автоматически регулируются, чтобы обеспечить больший поток через трубопровод 105 и меньший поток через трубопровод 107. Эта система обеспечивает поддержание количества холодильного агента в метановом холодильном цикле на соответствующем уровне, не требуя выжигания избытка метанового холодильного агента.
Ссылкой снова на фиг. 1, поток метанового холодильного агента, выходящий из этиленового охладителя низкой ступени 68, проходит в главный метановый экономайзер 74 для дополнительного охлаждения с помощью средств непрямого теплообмена 76. Затем дополнительно охлажденный метановый холодильный агент выходит из главного метанового экономайзера 74 через трубопровод 123 и, как будет описано подробно ниже, используется в качестве холодильного агента, чтобы впоследствии охлаждать головные потоки (легких фракций) из исходных колонн 60 и 61 в метановых теплообменниках 63, 71 и 73. Обогащенные метаном потоки переработанного природного газа в трубопроводах 120 и 124, оба, впоследствии охлаждаются параллельным образом в метановых теплообменниках 63, 71 и 73. Является предпочтительным, чтобы метановые теплообменники 63, 71 и 73 находились отдельно друг от друга, при этом каждый метановый теплообменник 63, 71 и 73 имеет два трубопровода непрямого теплообмена
- 7 013234 для охлаждения потоков, проходящих из трубопроводов 120 и 124, без объединения этих потоков. Наиболее предпочтительно метановые теплообменники 63, 71 и 73 представляют собой котловые теплообменники с сердцевиной в виде паяных алюминиевых пластин. Метановые теплообменники 63, 71 и 73 охлаждают обогащенные метаном потоки переработанного природного газа, проходящие из трубопроводов 120 и 124, с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, проходящим из трубопровода 123. Предпочтительно, чтобы метановые теплообменники 63, 71 и 73 совместно охлаждали обогащенные метаном потоки переработанного природного газа из трубопроводов 120 и 124 по меньшей мере примерно до 40°Е, более предпочтительно по меньшей мере примерно до 60°Е и наиболее предпочтительно по меньшей мере до 100°Е, так чтобы потоки сжиженного природного газа, выходящие из конечного метанового теплообменника 73 через трубопроводы 135 и 137, охлаждались до уровня, когда они содержат менее 5 мол.% паров. Кроме того, является предпочтительным, чтобы перепад давления между потоками в трубопроводах 120 и 124 и потоками в трубопроводах 137 и 135, соответственно, был меньше чем 344 кПа (50 фунт/кв.дюйм), более предпочтительно меньше чем 172 кПа (25 фунт/кв.дюйм) и наиболее предпочтительно меньше чем 68,9 кПа (10 фунт/кв.дюйм). Одно из возможных преимуществ метанового холодильного цикла, показанного на фиг. 1, заключается в том, что в противоположность традиционному метановому открытому холодильному циклу потоки в трубопроводах 120 и 124 не должны полностью ожижаться перед охлаждением, предусмотренным в метановых теплообменниках 63, 71 и 73. На самом деле потоки в трубопроводах 120 и 124 могут содержать 25% или более молярных паров.
Метановый полузамкнутый холодильный цикл теперь будет описан более подробно. Потоки обогащенного метаном переработанного природного газа в трубопроводах 120 и 124 охлаждаются в первом метановом теплообменнике 63 в средствах непрямого теплообмена 90 и 78, соответственно, с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом. Перед введением в первый метановый теплообменник 63 преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 123 мгновенно испаряется с помощью средств понижения давления 78, которые предпочтительно представляют собой расширительный клапан. Испаренный преимущественно метановый холодильный агент выходит из первого метанового теплообменника 63 через трубопровод 126. Этот поток газообразного преимущественно метанового холодильного агента в трубопроводе 126 затем вводится в главный метановый экономайзер 74, где газовый поток нагревается в средствах непрямого теплообмена 82. Нагретый поток газообразного преимущественно метанового холодильного агента из средств непрямого теплообмена 82 выходит из главного метанового экономайзера и направляется к высокой ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 128. Жидкая фаза, преимущественно метановый холодильный агент, выходит из первого метанового теплообменника 63 через трубопровод 130. Жидкий преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 130 затем мгновенно испаряется в редукторе давления 91, который предпочтительно представляет собой расширительный клапан, а затем вводится во второй метановый теплообменник 71.
Потоки переработанного природного газа, охлажденного в первом метановом теплообменнике 63 с помощью средств непрямого теплообмена 90 и 78, извлекаются из первого метанового теплообменника 63 через трубопроводы 125 и 127 соответственно. Поток переработанного природного газа в трубопроводе 127 направляется ко второму метановому экономайзеру 65, где охлаждается в средствах непрямого теплообмена 88 с помощью непрямого теплообмена с газообразным преимущественно метановым холодильным агентом, выходящим из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 132. Охлажденный поток из средств непрямого теплообмена 88 второго метанового экономайзера 65 затем проходит через трубопровод 132 ко второму метановому теплообменнику 71. Поток переработанного природного газа, охлажденный с помощью средств непрямого теплообмена 90 в первом метановом теплообменнике 63, проходит во второй метановый теплообменник 71 через трубопровод 125.
Во втором метановом теплообменнике 71 потоки переработанного природного газа, вводимые через трубопроводы 125 и 132, охлаждаются в средствах непрямого теплообмена 33 и 79 соответственно. Преимущественно метановый холодильный агент, используемый для охлаждения потоков в средствах непрямого теплообмена 33 и 79, содержит газовую фазу, которая выпускается из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 136, и жидкую фазу, которая выпускается из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 129. Как указано выше, газообразный преимущественно метановый холодильный агент в трубопроводе 136 вводится во второй метановый экономайзер 65, где он используется в средствах непрямого теплообмена 89 для охлаждения потока в средствах непрямого теплообмена 88. Нагретый газообразный преимущественно метановый холодильный агент в средствах непрямого теплообмена 89 выходит из второго метанового экономайзера 65 через трубопровод 138. Трубопровод 138 обеспечивает подачу газообразного преимущественно метанового холодильного агента в главный метановый экономайзер 74, где поток дополнительно нагревается в средствах непрямого теплообмена 95. Нагретый газообразный преимущественно метановый холодильный агент из средств непрямого теплообмена 95 выходит из главного метанового экономайзера 74 и проходит на вход промежуточной ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 140. Жидкий преимущественно метановый холодильный
- 8 013234 агент, выходящий из второго метанового теплообменника 71 через трубопровод 129, мгновенно испаряется в средствах понижения давления 92, которые предпочтительно представляют собой расширительный клапан, и затем направляется в третий метановый теплообменник 73.
Потоки переработанного природного газа, выпускаемые из второго метанового теплообменника 71, через трубопроводы 133 и 131 вводятся в третий метановый теплообменник 73 для дополнительного охлаждения в средствах непрямого теплообмена 35 и 39 соответственно. В средствах непрямого теплообмена 35 и 39 потоки переработанного природного газа охлаждаются с помощью непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом. Преимущественно метановый холодильный агент выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 143. Поток переработанного природного газа, охлажденный в средствах непрямого теплообмена 35, выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 137. Поток переработанного природного газа, охлажденный в средствах непрямого теплообмена 39, выходит из третьего метанового теплообменника 73 через трубопровод 135. Охлажденные потоки природного газа в трубопроводах 135 и 137 мгновенно испаряются в средствах для понижения давления 93 и 94, соответственно, при этом мгновенно испаренные потоки затем объединяются в Т-образном трубопроводе 43. Объединенный поток из Т-образного трубопровода 43 подается через трубопровод 139 в сепараторную емкость 75. Сепараторная емкость 75 работает, разделяя преимущественно жидкую и преимущественно газовую фазы потока, вводимого через трубопровод 139. Сжиженный природный газ (СПГ) выходит из сепаратора 75 через трубопровод 142. Продукт СПГ из сепараторной емкости 75, который находится приблизительно при атмосферном давлении, проходит через трубопровод 142 в емкость для хранения СПГ. В соответствии с обычной практикой сжиженный природный газ в емкости для хранения может транспортироваться в желаемое место (как правило, с помощью океанского танкера для транспортировки СПГ). Затем СПГ может испаряться в наземном терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии с помощью обычных трубопроводов для природного газа.
Преимущественно метановые пары выходят из сепараторной емкости 75 через трубопровод 141 и затем объединяются с преимущественно метановым холодильным агентом из трубопровода 143 в Т-образном трубопроводе 41. Таким образом, Т-образный трубопровод 41 представляет собой единственное положение в метановом смешанном холодильном цикле, где часть потока переработанного природного газа вводится в поток преимущественно метанового холодильного агента. Объединенный поток из Т-образного трубопровода 41 переносится через трубопровод 144 во второй метановый экономайзер 65, где объединенный поток нагревается в средствах непрямого теплообмена 90. Нагретый поток из средств непрямого теплообмена 90 выходит из второго метанового экономайзера 65 через трубопровод 146. Поток преимущественно метанового холодильного агента в трубопроводе 146 направляется в средства непрямого теплообмена 96 главного метанового экономайзера 74, где поток дополнительно нагревается. Полученный нагретый поток преимущественно метанового холодильного агента выходит из главного метанового экономайзера 74 и направляется на вход низкой ступени метанового компрессора 83 через трубопровод 148.
Как показано на фиг. 1, высокая, промежуточная и низкая ступени метанового компрессора 83 предпочтительно объединяются в одной установке. Однако каждая ступень может быть представлена в виде отдельной установки, когда установки механически соединяются друг с другом, чтобы приводиться в действие одним двигателем. Сжатый газ из секции низкой ступени проходит через охладитель 85 между ступенями и объединяется с газом при промежуточном давлении в трубопроводе 140 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 проходит через охладитель 84 между ступенями и объединяется с газом высокого давления, проходящим через трубопроводы 121 и 128, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (то есть сжатый поток газа открытого метанового цикла) выпускается из метанового компрессора высокой ступени через трубопровод 150, охлаждается в охладителе 86 и направляется в пропановый охладитель высокого давления 2 через трубопровод 152, как было описано ранее. Поток охлаждается в охладителе 2 с помощью средств непрямого теплообмена 4 и проходит в главный метановый экономайзер 74 через трубопровод 154. Сжатый поток газа из открытого метанового цикла из охладителя 2, который проходит в главный метановый экономайзер 74, подвергается охлаждению полностью путем прохождения через средства непрямого теплообмена 98. Затем этот охлажденный поток удаляется через трубопровод 158 и объединяется с входным потоком переработанного природного газа перед первой ступенью охлаждения этилена.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения системы получения СПГ, показанные на фиг. 1 и 2, моделируются на компьютере с использованием обычного программного обеспечения для моделирования процессов. Примеры программного обеспечения, пригодного для моделирования, включают ΗΥ8Υ8™ от Нурго1се11. Лкреп Р1觮 от Лкреп Тесйпо1о§у, 1пс. и ΡΚΌ/ΙΙ® от Моделирование 8сюпсс5 1пс.
Предпочтительные варианты настоящего изобретения, описанные выше, должны использоваться только как иллюстрация и не должны использоваться в ограничительном смысле для интерпретации объема настоящего изобретения. Очевидные модификации вариантов осуществления, приведенных выше, могут быть легко осуществлены специалистами в данной области без отклонения от сущности на
- 9 013234 стоящего изобретения.
Настоящим авторы утверждают, что они намерены основываться на доктрине эквивалентов для определения и оценки разумно умеренного объема настоящего изобретения относительно любого устройства, не отличающегося материально, но находящегося вне буквальных рамок настоящего изобретения, как приводится в следующей далее формуле изобретения.

Claims (13)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сжижения природного газа, включающий этапы, на которых:
    (a) охлаждают предварительно охлажденный поток природного газа до температуры, подходящей для рабочих условий, посредством непрямого теплообмена между ним и преимущественно метановым холодильным агентом, так что по меньшей мере часть природного газа сжижается;
    (b) мгновенно испаряют продукт со стадии (а) для создания преимущественно паровой фракции и преимущественно жидкой фракции как конечного продукта способа, и разделяют преимущественно паровую фракцию и преимущественно жидкую фракцию в сепараторе, и (c) объединяют по меньшей мере часть преимущественно паровой фракции со стадии (Ь) с преимущественно метановым холодильным агентом в один поток, который используют для охлаждения природного газа на стадии (а).
  2. 2. Способ по п.1, при котором предварительно охлажденный поток природного газа предварительно, до его охлаждения, осуществляемого на стадии (а), охлаждают посредством прямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом.
  3. 3. Способ по п.1, при котором преимущественно метановый холодильный агент содержит менее 10 мол.% азота; предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают на стадии (а), по меньшей мере, дополнительно на 37,7°С (100°Е) посредством непрямого теплообмена между ним и преимущественно метановым холодильным агентом, при этом предварительно охлажденный поток природного газа подвергают перепаду давления, меньшему чем 344 кПа (50 фунт/кв.дюйм), во время стадии охлаждения (а); и при этом стадию охлаждения (а) осуществляют по меньшей мере в двух отдельных метановых теплообменниках.
  4. 4. Способ по п.1, при котором переносят преимущественно жидкую фракцию из сепаратора в емкость для хранения сжиженного природного газа.
  5. 5. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы сжатия объединенных преимущественно метанового холодильного агента и преимущественно паровой фракции в компрессоре для метана для получения потока сжатого холодильного агента, который разделяют на две части, и использования первой части потока сжатого холодильного агента в качестве преимущественно метанового холодильного агента и второй части потока сжатого холодильного агента в качестве топливного газа при сжижении природного газа.
  6. 6. Способ по п.1, при котором предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают на стадии (а) с помощью непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода, и преимущественно метановый холодильный агент охлаждают посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом.
  7. 7. Способ по п.1, при котором предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают на стадии (а) с помощью непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или двуокись углерода, с последующим непрямым теплообменом со вторым холодильным агентом, содержащим преимущественно этан, этилен или двуокись углерода, и преимущественно метановый холодильный агент охлаждают посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом.
  8. 8. Способ по п.7, при котором предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают на стадии (а) посредством прямого теплообмена с охлажденным преимущественно метановым холодильным агентом до охлаждения, осуществляемого на стадии (а).
  9. 9. Способ по п.8, при котором перед стадией (а) предварительно охлажденный поток природного газа обрабатывают в колонне для удаления тяжелых фракций, так что поток тяжелых фракций удаляется из предварительно охлажденного потока природного газа, и поток предварительно охлажденного природного газа, свободного от тяжелых фракций, далее охлаждают посредством прямого теплообмена с охлажденным преимущественно метановым холодильным агентом.
  10. 10. Способ по п.5, дополнительно включающий этапы охлаждения второй части охлажденного преимущественно метанового холодильного агента посредством непрямого теплообмена со вторым холодильным агентом для получения дополнительно охлажденного преимущественно метанового холодильного агента и использования дополнительно охлажденного преимущественно метанового холодильного агента для охлаждения на стадии (а) предварительно охлажденного потока природного газа.
  11. 11. Способ по п.1, при котором предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают на стадии (а) посредством непрямого теплообмена с первым холодильным агентом, содержащим менее способны образовывать50 мол.% метана или преимущественно пропан, пропилен, этан, этилен или дву
    - 10 013234 окись углерода, при этом способ дополнительно включает стадии разделения предварительно охлажденного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций в первой колонне; разделение первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций во второй колонне и охлаждение второго потока легких фракций посредством непрямого теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом без сжатия второго потока легких фракций.
  12. 12. Способ по п.1, при котором стадии (а)-(с) осуществляют на оборудовании для получения сжиженного природного газа каскадного типа, имеющем по меньшей мере три последовательных цикла охлаждения, в каждом из которых используют другой холодильный агент.
  13. 13. Способ по п.1, при котором предварительно охлажденный поток природного газа охлаждают, по меньшей мере, дополнительно на 4,44°С (40°Р) посредством непрямого теплообмена между ним и преимущественно метановым холодильным агентом, так что по меньшей мере часть природного газа сжижается.
EA200700034A 2004-06-16 2005-06-06 Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа EA013234B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/869,599 US7866184B2 (en) 2004-06-16 2004-06-16 Semi-closed loop LNG process
PCT/US2005/019620 WO2006009610A2 (en) 2004-06-16 2005-06-06 Semi-closed loop lng process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700034A1 EA200700034A1 (ru) 2007-04-27
EA013234B1 true EA013234B1 (ru) 2010-04-30

Family

ID=35479171

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700034A EA013234B1 (ru) 2004-06-16 2005-06-06 Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа

Country Status (7)

Country Link
US (3) US7866184B2 (ru)
EP (1) EP1774234A4 (ru)
JP (2) JP5406450B2 (ru)
KR (1) KR101302310B1 (ru)
CN (1) CN1969161B (ru)
EA (1) EA013234B1 (ru)
WO (1) WO2006009610A2 (ru)

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7866184B2 (en) 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
MX2007010810A (es) * 2005-03-07 2007-11-21 Ide Technologies Ltd Evaporador de efectos multiples.
US7946127B2 (en) * 2007-02-21 2011-05-24 Honeywell International Inc. Apparatus and method for optimizing a liquefied natural gas facility
NO329177B1 (no) * 2007-06-22 2010-09-06 Kanfa Aragon As Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG
BRPI0815707A2 (pt) * 2007-08-24 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Res Co Processo para a liquefação de uma corrente gasosa, e, sistema para o tratamento de uma corrente de alimentação gasosa.
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
AU2009211380B2 (en) * 2008-02-08 2012-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling down a cryogenic heat exchanger and method of liquefying a hydrocarbon stream
WO2009101127A2 (en) * 2008-02-14 2009-08-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
RU2509968C2 (ru) * 2008-09-08 2014-03-20 Конокофиллипс Компани Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа
EP2389553A2 (en) * 2009-01-21 2011-11-30 Conocophillips Company Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
US10082331B2 (en) * 2009-07-16 2018-09-25 Conocophillips Company Process for controlling liquefied natural gas heating value
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
WO2011109117A1 (en) 2010-03-05 2011-09-09 Exxonmobil Upstream Research Company Flexible liquefied natural gas plant
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
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
KR102312640B1 (ko) 2013-03-15 2021-10-13 차트 에너지 앤드 케미칼즈 인코포레이티드 혼합 냉매 시스템 및 방법
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
KR101543710B1 (ko) 2014-04-10 2015-08-11 지에스건설 주식회사 Lng 생산 시스템 제어장치
CA2959152C (en) * 2014-09-02 2021-11-16 GE Oil & Gas, Inc. Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source
TWI707115B (zh) 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
US20180328657A1 (en) * 2017-05-10 2018-11-15 Linde Aktiengesellschaft Methods for producing pressurized alkene gas
US20180328658A1 (en) * 2017-05-10 2018-11-15 Linde Aktiengesellschaft Methods for producing pressurized alkene gas
FR3068772B1 (fr) * 2017-07-05 2020-08-14 Engie Dispositif et procede de liquefaction d’un gaz naturel ou d’un biogaz
US10982898B2 (en) * 2018-05-11 2021-04-20 Air Products And Chemicals, Inc. Modularized LNG separation device and flash gas heat exchanger
FR3116326B1 (fr) * 2020-11-17 2023-01-27 Technip France Procédé de production de gaz naturel liquéfié à partir de gaz naturel, et installation correspondante
US20240125544A1 (en) * 2022-10-14 2024-04-18 Air Products And Chemicals, Inc. Semi-Open Loop Liquefaction Process

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3020723A (en) * 1957-11-25 1962-02-13 Conch Int Methane Ltd Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US3596472A (en) * 1967-12-20 1971-08-03 Messer Griesheim Gmbh Process for liquefying natural gas containing nitrogen
US3690114A (en) * 1969-11-17 1972-09-12 Judson S Swearingen Refrigeration process for use in liquefication of gases
US4172711A (en) * 1978-05-12 1979-10-30 Phillips Petroleum Company Liquefaction of gas
US4195979A (en) * 1978-05-12 1980-04-01 Phillips Petroleum Company Liquefaction of high pressure gas
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
EP0599443B1 (en) * 1992-11-20 1997-09-17 Chiyoda Corporation Method for liquefying natural gas
US6449982B1 (en) * 2000-01-19 2002-09-17 Institut Francais Du Petrole Process for partial liquefaction of a fluid containing hydrocarbons, such as natural gas

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1481924A (fr) * 1965-06-25 1967-05-26 Air Liquide Procédé de liquéfaction d'un gaz volatil
US3440828A (en) * 1966-02-11 1969-04-29 Air Prod & Chem Liquefaction of natural gas employing cascade refrigeration
US3413816A (en) * 1966-09-07 1968-12-03 Phillips Petroleum Co Liquefaction of natural gas
US3408824A (en) * 1967-03-31 1968-11-05 Phillips Petroleum Co Gas liquefication employing thermosyphoned external liquid refrigerant
US3581510A (en) * 1968-07-08 1971-06-01 Phillips Petroleum Co Gas liquefaction by refrigeration with parallel expansion of the refrigerant
GB1564115A (en) * 1975-09-30 1980-04-02 Svenska Rotor Maskiner Ab Refrigerating system
US4566288A (en) * 1984-08-09 1986-01-28 Neal Andrew W O Energy saving head pressure control system
US5139548A (en) * 1991-07-31 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process control system
US5537827A (en) * 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
AU707336B2 (en) * 1996-03-26 1999-07-08 Conocophillips Company Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping
US5737940A (en) * 1996-06-07 1998-04-14 Yao; Jame Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping
TW368596B (en) * 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
DZ2534A1 (fr) * 1997-06-20 2003-02-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel.
DZ2535A1 (fr) * 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
US6119479A (en) * 1998-12-09 2000-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
US6308531B1 (en) * 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
US6758060B2 (en) * 2002-02-15 2004-07-06 Chart Inc. Separating nitrogen from methane in the production of LNG
US6691531B1 (en) * 2002-10-07 2004-02-17 Conocophillips Company Driver and compressor system for natural gas liquefaction
US6658890B1 (en) * 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
US6722157B1 (en) * 2003-03-20 2004-04-20 Conocophillips Company Non-volatile natural gas liquefaction system
US6662589B1 (en) * 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
US7866184B2 (en) 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3020723A (en) * 1957-11-25 1962-02-13 Conch Int Methane Ltd Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US3596472A (en) * 1967-12-20 1971-08-03 Messer Griesheim Gmbh Process for liquefying natural gas containing nitrogen
US3690114A (en) * 1969-11-17 1972-09-12 Judson S Swearingen Refrigeration process for use in liquefication of gases
US4172711A (en) * 1978-05-12 1979-10-30 Phillips Petroleum Company Liquefaction of gas
US4195979A (en) * 1978-05-12 1980-04-01 Phillips Petroleum Company Liquefaction of high pressure gas
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
EP0599443B1 (en) * 1992-11-20 1997-09-17 Chiyoda Corporation Method for liquefying natural gas
US6449982B1 (en) * 2000-01-19 2002-09-17 Institut Francais Du Petrole Process for partial liquefaction of a fluid containing hydrocarbons, such as natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
EP1774234A2 (en) 2007-04-18
CN1969161A (zh) 2007-05-23
US9651300B2 (en) 2017-05-16
CN1969161B (zh) 2013-07-17
EP1774234A4 (en) 2013-01-16
EA200700034A1 (ru) 2007-04-27
JP5406450B2 (ja) 2014-02-05
US7866184B2 (en) 2011-01-11
KR20070022749A (ko) 2007-02-27
KR101302310B1 (ko) 2013-08-30
JP5709793B2 (ja) 2015-04-30
US20050279133A1 (en) 2005-12-22
WO2006009610A2 (en) 2006-01-26
US20080256976A1 (en) 2008-10-23
US20130327085A1 (en) 2013-12-12
WO2006009610A3 (en) 2006-02-23
JP2012189316A (ja) 2012-10-04
JP2008503607A (ja) 2008-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013234B1 (ru) Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа
CA2841624C (en) Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
RU2177127C2 (ru) Повышение эффективности каскадного способа охлаждения открытого цикла
RU2170894C2 (ru) Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения
US7100399B2 (en) Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column
US7234322B2 (en) LNG system with warm nitrogen rejection
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
RU2241181C2 (ru) Способ ожижения газообразного вещества (варианты) и устройство для его осуществления (варианты)
US7591149B2 (en) LNG system with enhanced refrigeration efficiency
US20070283718A1 (en) Lng system with optimized heat exchanger configuration
EA007310B1 (ru) Способ и устройство для сжижения природного газа
US20120204598A1 (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
OA12959A (en) Enhance methane flash system for natural gas liquefaction.
US20070056318A1 (en) Enhanced heavies removal/LPG recovery process for LNG facilities
US20070107464A1 (en) LNG system with high pressure pre-cooling cycle
US20080115530A1 (en) Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an lng facility
US20050279132A1 (en) LNG system with enhanced turboexpander configuration
OA16711A (en) Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system.

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