RU2195611C2 - Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа - Google Patents

Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа

Info

Publication number
RU2195611C2
RU2195611C2 RU99127333/06A RU99127333A RU2195611C2 RU 2195611 C2 RU2195611 C2 RU 2195611C2 RU 99127333/06 A RU99127333/06 A RU 99127333/06A RU 99127333 A RU99127333 A RU 99127333A RU 2195611 C2 RU2195611 C2 RU 2195611C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
natural gas
cooling zone
cooling
rich
Prior art date
Application number
RU99127333/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU99127333A (ru
Inventor
Рональд Р. БАУЭН
Эрик Т. КОУЛ
Эдвард Л. Кимбл
Юджин Р. Томас
Лонни Р. Келли
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч 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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU99127333A publication Critical patent/RU99127333A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2195611C2 publication Critical patent/RU2195611C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B23K9/16—Arc welding or cutting making use of shielding gas
    • B23K9/173—Arc welding or cutting making use of shielding gas and of a consumable electrode
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K35/00—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting
    • B23K35/22—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting characterised by the composition or nature of the material
    • B23K35/24—Selection of soldering or welding materials proper
    • B23K35/30—Selection of soldering or welding materials proper with the principal constituent melting at less than 1550 degrees C
    • B23K35/3053—Fe as the principal constituent
    • B23K35/3066—Fe as the principal constituent with Ni as next major constituent
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60K—ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PROPULSION UNITS OR OF TRANSMISSIONS IN VEHICLES; ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PLURAL DIVERSE PRIME-MOVERS IN VEHICLES; AUXILIARY DRIVES FOR VEHICLES; INSTRUMENTATION OR DASHBOARDS FOR VEHICLES; ARRANGEMENTS IN CONNECTION WITH COOLING, AIR INTAKE, GAS EXHAUST OR FUEL SUPPLY OF PROPULSION UNITS IN VEHICLES
    • B60K15/00—Arrangement in connection with fuel supply of combustion engines or other fuel consuming energy converters, e.g. fuel cells; Mounting or construction of fuel tanks
    • B60K15/03—Fuel tanks
    • B60K15/03006—Gas tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/08—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing nickel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/16—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing copper
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/14—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge constructed of aluminium; constructed of non-magnetic steel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/001—Thermal insulation specially adapted for cryogenic vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F17C3/02—Vessels not under pressure with provision for thermal insulation
    • F17C3/025—Bulk storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—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 originating from an incorporated 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
    • F25J1/006—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
    • F25J1/0211—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
    • F25J1/0212—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow MCR 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
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • 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
    • F25J1/0219—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0291—Refrigerant compression by combined gas compression and liquid pumping
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2203/00—Vessel construction, in particular walls or details thereof
    • F17C2203/06—Materials for walls or layers thereof; Properties or structures of walls or their materials
    • F17C2203/0634—Materials for walls or layers thereof
    • F17C2203/0636—Metals
    • F17C2203/0648—Alloys or compositions of metals
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • F17C2205/0323—Valves
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0107—Single phase
    • F17C2223/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/035—High pressure (>10 bar)
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/03—Control means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/046—Enhancing energy recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F17C2265/017—Purifying the fluid by separating different phases of a same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/02—Mixing fluids
    • F17C2265/022—Mixing fluids identical fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/035—Treating the boil-off by recovery with cooling with subcooling the liquid phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/036—Treating the boil-off by recovery with heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/068—Distribution pipeline networks
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0165—Applications for fluid transport or storage on the road
    • F17C2270/0168—Applications for fluid transport or storage on the road by vehicles
    • F17C2270/0171—Trucks
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0165—Applications for fluid transport or storage on the road
    • F17C2270/0168—Applications for fluid transport or storage on the road by vehicles
    • F17C2270/0173—Railways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к сжижению богатого метаном потока сжатого газа, в котором сжижение потока газа происходит в теплообменнике, охлаждаемом холодильной машиной с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом для производства богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже нее. Сжиженный газообразный продукт затем помещают в емкость для хранения при температуре выше приблизительно -112oС. Использование изобретения позволит более экономично и эффективно произвести сжижение газа. 3 с. и 18 з.п. ф-лы, 7 табл., 10 ил.

Description

Это изобретение относится к способу сжижения природного газа и, более конкретно, относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД).
Предпосылки изобретения
Благодаря качествам, относящимся к чистоте горения и удобству применения, природный газ в последние годы стал широко использоваться. Многие источники природного газа расположены в удаленных районах, на больших расстояниях от каких-либо коммерческих рынков газа. Иногда трубопровод доступен для транспортировки добытого природного газа к коммерческому рынку. Когда транспортировка по трубопроводу невозможна, добытый природный газ часто перерабатывается в сжиженный природный газ (называемый "СПГ") для транспортировки на рынок.
Одним из основных признаков станции для сжижения природного газа являются большие инвестиционные капиталовложения, необходимые для создания станции. Оборудование, используемое для сжижения природного газа, в целом, является довольно дорогим. Станция для сжижения газа основана на нескольких базовых системах, включающих оборудование для очистки газа для удаления примесей, сжижения, охлаждения, энергетическое оборудование и сооружения для хранения и погрузки на транспортные средства. Хотя стоимость станции для сжижения природного газа широко колеблется в зависимости от местоположения станции, типичный обычный проект по сжижению природного газа может стоить от 5 до 10 миллиардов долларов США, включая расходы на разработку месторождения. Холодильные системы станции могут оцениваться в сумму, составляющую до 30% расходов.
При разработке станции для сжижения природного газа учитывают три наиболее важных обстоятельства: (1) выбор цикла сжижения, (2) материалы, используемые для контейнеров, трубопроводов и другого оборудования, и (3) этапы способа преобразования подаваемого потока природного газа в сжиженный природный газ.
Холодильные системы для сжижения природного газа являются дорогими в связи с тем, что для сжижения природного газа необходимо очень сильное охлаждение. Обычный поток природного газа поступает в установку для сжижения природного газа под давлением от около 4830 кПа до около 7600 кПа и с температурами от около 20oС до около 40oС. Природный газ, которым преимущественно является метан, не может быть сжижен простым повышением давления, как в случае с более тяжелыми углеводородами, используемыми в энергетической области. Критическая температура метана составляет -82,5oС. Это означает, что метан может быть сжижен только при температуре, более низкой, независимо от прилагаемого давления. Поскольку природный газ является смесью газов, он сжижается в пределах диапазона температур. Критическая температура природного газа обычно составляет от около -85oС до около -62oС. Как правило, составы природного газа при атмосферном давлении будут сжижаться в температурном диапазоне около -165oС - -155oС. Поскольку холодильное оборудование составляет такую значительную часть затрат на оборудование для сжижения природного газа, большие усилия были приложены для уменьшения затрат на охлаждение.
Большое число циклов охлаждения использовалось для сжижения природного газа, но наиболее широко используемыми сейчас на станциях для сжижения природного газа являются три типа: (1) "каскадный цикл", в котором используется множество однокомпонентных охлаждающих веществ в теплообменниках, расположенных последовательно для уменьшения температуры газа до температуры сжижения, (2) "цикл расширения", в котором газ расширяется от высокого давления до низкого давления с соответствующим уменьшением температуры, и (3) "цикл многокомпонентного охлаждения", в котором используется многокомпонентное охлаждающее вещество в специально сконструированных теплообменниках. В большинстве циклов сжижения природного газа используются вариации или комбинации этих трех базовых типов.
Система со смешанным хладагентом включает циркуляцию многокомпонентного охлаждающего потока, обычно после предварительного охлаждения до приблизительно -35oС при помощи пропана. Обычная многокомпонентная система содержит метан, этан, пропан и, возможно, другие легкие компоненты. Без предварительного охлаждения пропана в многокомпонентный хладагент могут быть включены более тяжелые компоненты, такие как бутаны и пентаны. Природа цикла со смешанным хладагентом такова, что теплообменники, используемые в процессе обработки, должны согласно установившейся практике работать с двухфазным хладагентом. Это требует использования больших специализированных теплообменников. Смешанные хладагенты имеют необходимые характеристики конденсирования в пределах диапазона температур, что обеспечивает применение конструкции теплообменных систем, которая может быть более эффективной с точки зрения термодинамики, чем системы с беспримесным хладагентом. Примеры многокомпонентных способов охлаждения описаны в патентах США 5502972, 5497626, 3763638 и 4586942.
Материалы, используемые на обычных станциях для сжижения природного газа, также влияют на стоимость станции. Контейнеры, трубопроводы и другое оборудование, используемое на станциях для сжижения природного газа, как правило, выполнены, по меньшей мере, частично из алюминия, нержавеющей стали или стали с высоким содержанием никеля для обеспечения необходимой прочности и устойчивости к разрыву при низких температурах.
На обычных станциях для сжижения природного газа вода, углекислый газ, сернистые соединения, такие как сернистый водород и другие кислые газы, n-пентан и более тяжелые углеводороды, включая бензол, должны быть по существу удалены из процесса обработки природного газа до уровней, достигающих частей на миллион. Часть из этих соединений будет замерзать, вызывая проблемы закупоривания в обрабатывающем оборудовании. Другие соединения, которые содержат серу, как правило, удаляются для соответствия коммерческой спецификации. На обычной станции для сжижения природного газа требуется оборудование для очистки газа для удаления углекислого газа и кислых газов. В оборудовании для очистки газа, как правило, используют регенеративный процесс с химическим и/или физическим растворением, и оно требует значительных капиталовложений. Кроме того, эксплуатационные расходы также являются высокими. Дегидраторы с сухим слоем, такие как молекулярные сита, требуются для удаления водяного пара. Колонна для промывки газа и фракционирующее оборудование, как правило, используются для удаления углеводородов, которые вызывают проблемы закупоривания. На обычном предприятии по сжижению природного газа также извлекается ртуть, поскольку она может вызвать повреждения оборудования, выполненного из алюминия. Кроме того, большая часть азота, который может присутствовать в природном газе, удаляется после обработки, поскольку азот не будет оставаться в жидкой фазе при транспортировке обычного сжиженного природного газа, и наличие паров азота в контейнерах со сжиженным природным газом в пункте доставки нежелательно.
В промышленности остается насущной потребность в создании способа сжижения природного газа, в котором сводится к минимуму количество холодильного оборудования и требуемая в процессе обработки мощность.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способу сжижения богатого метаном питающего потока газа. Питающий поток газа имеет давление выше приблизительно 3100 кПа. Если давление является слишком низким, газ может быть сначала сжат. Газ сжижается охлаждающей системой с многокомпонентным хладагентом для производства жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже нее, причем такой продукт называется сжиженным природным газом под давлением ("СПГПД"). Перед сжижением охлаждением многокомпонентным хладагентом, газ, предпочтительно, охлаждается рециркулирующими парами, которые проходят через расширительное средство, без его сжижения. Сжиженный природный газ под давлением направляется в средство для хранения при температуре выше приблизительно -112oС.
В другом варианте осуществления изобретения, если питающий газ содержит компоненты, которые тяжелее метана, преобладающая часть более тяжелых углеводородов удаляется способом фракционирования перед сжижением посредством охлаждения многокомпонентным хладагентом.
Еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения испарения, полученные от испарения сжиженного природного газа, могут добавляться в питающий газ для сжижения путем охлаждения многокомпонентным хладагентом для производства сжиженного природного газа под давлением.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, может использоваться как для первичного сжижения природного газа у источника снабжения для хранения и транспортировки, так и для повторного сжижения паров природного газа, выходящих при хранении и погрузке на транспортные средства. Соответственно задачей настоящего изобретения является создание системы сжижения для сжижения или повторного сжижения природного газа. Другой задачей настоящего изобретения является создание системы сжижения, в которой требуется существенно меньшая мощность для сжатия, чем в системах предшествующего уровня техники. Еще одной задачей настоящего изобретения является создание способа сжижения, который является экономичным и эффективным при его осуществлении. Охлаждение до очень низкой температуры согласно обычному способу сжижения природного газа является очень дорогим по сравнению с относительно умеренным охлаждением, необходимым для производства сжиженного природного газа под давлением согласно настоящему изобретению.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны из следующего подробного описания и прилагаемых чертежей, которые являются блок-схемами вариантов осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 1 изображает блок-схему одного варианта осуществления настоящего изобретения, показывающую охлаждающую систему с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом для производства сжиженного природного газа под давлением.
Фиг. 2 изображает блок-схему второго варианта осуществления настоящего изобретения, в котором природный газ фракционируется перед сжижением для получения сжиженного природного газа под давлением.
Фиг. 3 изображает блок-схему третьего варианта осуществления настоящего изобретения, в котором охлаждающая система с однокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом используется для предварительного охлаждения потока природного газа перед сжижением для получения сжиженного природного газа под давлением.
Фиг.4 изображает блок-схему четвертого варианта осуществления настоящего изобретения, в котором охлаждающая система с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом предварительно охлаждает питающий поток природного газа перед тем, как фракционирующая и охлаждающая система сжижает питающий поток природного газа для получения сжиженного природного газа под давлением.
Фиг. 5 изображает блок-схему пятого варианта осуществления настоящего изобретения, в котором природный газ фракционируется и затем сжижается в теплообменнике, который охлаждается второй охлаждающей системой в замкнутом циклом, в которой в качестве хладагентов используются как многокомпонентная жидкость, так и многокомпонентный пар. Испарения повторно сжижают при помощи только пара охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом.
Фиг. 6 изображает блок-схему шестого варианта осуществления настоящего изобретения, в котором испарения и питающий природный газ смешиваются перед сжижением при помощи охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом для получения сжиженного природного газа под давлением.
Фиг. 7 изображает блок-схему седьмого варианта осуществления настоящего изобретения, в котором питающий природный газ фракционируется и затем сжижается в теплообменнике, который охлаждается второй охлаждающей системой с замкнутым циклом, в которой используются в качестве хладагентов как многокомпонентная жидкость, так и многокомпонентный пар.
Фиг. 8 изображает блок-схему процесса расширения, используемого в вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.2, 5, 6 и 7.
Фиг. 9 изображает блок-схему предпочтительной охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом, используемой в вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.1, 2, 3, 4 и 6.
Фиг. 10 изображает блок-схему предпочтительной охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом, используемой в вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.5 и 7.
Блок-схемы, показанные на чертежах, представляют различные варианты осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению. Фигуры не предназначены для исключения из объема изобретения других вариантов осуществления изобретения, которые могут быть результатом нормальных и ожидаемых модификаций этих конкретных вариантов. Различные необходимые подсистемы, такие как насосы, клапаны, смесители потока, системы управления и датчики, были исключены из фигур для простоты и наглядности.
Описание предпочтительных примеров осуществления изобретения
Согласно настоящему изобретению используется охлаждающая система с многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа для производства насыщенного метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или более низкой. Этот богатый метаном продукт иногда называется в этом описании сжиженным природным газом под давлением (СПГПД). Термин "точка начала кипения" означает температуру и давление, при которых жидкость начинает преобразовываться в газ. Например, если некоторое количество сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянном давлении, но его температура возрастает, температура, при которой пузырьки газа начинают формироваться в сжиженном природном газе под давлением, является точкой начала кипения. Подобным образом, если некоторое количество сжиженного природного газа под давлением удерживается при постоянной температуре, но его давление уменьшается, давление, при котором начинает формироваться газ, образует точку начала кипения. В точке начала кипения смесь является насыщенной жидкостью.
Использование охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом согласно настоящему изобретению требует меньше мощности для сжижения природного газа, по сравнению со способами с многокомпонентными хладагентами, использовавшимися ранее, и оборудование, используемое согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, может быть выполнено из менее дорогих материалов. В отличие от этого, в способах производства сжиженного природного газа при атмосферных давлениях, имеющего такие низкие температуры, как -160oС, необходимо, чтобы, по меньшей мере, часть обрабатывающего оборудования была изготовлена из дорогих материалов для безопасности работы.
Мощность, необходимая для сжижения природного газа согласно изобретению, значительно уменьшена по сравнению с мощностью, потребляемой обычной станцией для сжижения природного газа. Уменьшение необходимой для охлаждения потребляемой мощности, требуемой для осуществления способа, согласно настоящему изобретению приводит к значительному уменьшению капиталовложений, пропорциональному уменьшению производственных затрат и увеличенной эффективности и надежности, таким образом, значительно увеличивая экономичность производства сжиженного природного газа.
При рабочих давлениях и температурах согласно настоящему изобретению сталь с содержанием около 3,5 вес.% никеля может использоваться в трубопроводах и оборудовании в самых холодных рабочих зонах процесса сжижения, тогда как более дорогое содержание 9 вес.% никеля и алюминия, как правило, требуется для такого же оборудования для осуществления обычного способа сжижения природного газа. Это приводит к еще одному значительному сокращению расходов на осуществление способа согласно настоящему изобретению по сравнению с известными способами сжижения природного газа.
Первым важным обстоятельством при криогенной обработке природного газа является загрязнение. Сырой природный газ, как исходное сырье, пригодное для осуществления способа, согласно настоящему изобретению может содержать природный газ, полученный из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из газовой скважины (несвязанный газ). Состав природного газа может значительно варьироваться. Применительно к данному случаю, поток природного газа содержит метан (C1) в качестве главного компонента. Природный газ, как правило, будет также содержать этан (С2), высшие углеводороды (С3) и небольшие количества примесей, таких как вода, углекислый газ, сернистый водород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более углеродных атомов в молекуле, грязь, сернистое железо, парафин и сырая нефть. Растворимости этих примесей варьируются в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО2 вода и другие примеси могут образовывать твердые частицы, которые могут забивать проходы для потоков в криогенных теплообменниках. Эти потенциальные трудности могут быть преодолены удалением таких примесей, если условия в их чистом компоненте, границы твердой фазы при определенных температуре и давлении прогнозируются. В последующем описании изобретения предполагается, что поток природного газа необходимым образом обработан для удаления сернистых соединений и углекислого газа и осушен для удаления воды с использованием хорошо известных способов для получения потока "десульфированного, сухого" природного газа. Если поток природного газа содержит тяжелые углеводороды, которые могли бы замерзнуть при сжижении, или если тяжелые углеводороды нежелательны в составе сжиженного природного газа под давлением, тяжелый углеводород может быть удален в процессе фракционирования до производства сжиженного природного газа под давлением, как описано ниже более подробно.
Одним преимуществом настоящего изобретения является то, что более высокие рабочие температуры допускают содержание в природном газе более высоких уровней концентрации замораживаемых компонентов, чем это было бы возможно при обычном способе сжижения природного газа. Например, на обычной станции для сжижения природного газа, которая производит сжиженный природный газ при температуре -160oС, содержание СО2 должно быть ниже приблизительно 50 частей на миллион для устранения проблем замораживания. В противоположность этому, при поддержании рабочих температур выше приблизительно -112oС, природный газ может содержать CO2 на таких высоких уровнях, как приблизительно 1,4 мольного % CO2 при температурах -112oС и 4,2% при -95oС без возникновения проблем замерзания при осуществлении способа сжижения согласно настоящему изобретению.
Кроме того, при осуществлении способа согласно настоящему изобретению нет необходимости в удалении содержащихся в природном газе умеренных количеств азота, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе с сжижаемыми углеводородами при рабочих давлениях и температурах согласно настоящему изобретению. Способность уменьшения или в некоторых случаях исключения оборудования, требуемого для очистки газа и удаления азота, дает значительные технические и экономические преимущества. Эти и другие преимущества изобретения будут лучше понятны со ссылками на чертежи.
Как показано на фиг.1, питающий поток 10 сжатого природного газа, предпочтительно, поступает в процесс сжижения под давлением, составляющим приблизительно 1724 кПа, и, более предпочтительно, выше 4827 кПа, и, предпочтительно, при температурах, которые ниже приблизительно 40oС; однако, при необходимости, могут использоваться различные температуры и давления, и система может быть должным образом модифицирована специалистами в данной области техники, принимая во внимание сущность этого изобретения. Если поток 10 газа имеет давление ниже приблизительно 1724 кПа, он может быть сжат подходящим компрессорным средством (не показано), которое может содержать один или более компрессоров.
Питающий поток 10 природного газа проходит в питающий охладитель 26, который может быть любой обычной охлаждающей системой, охлаждающей поток природного газа до температуры ниже 30oС. Охлаждение, предпочтительно, осуществляется посредством теплообмена с воздухом или водой. Охлажденный поток 11, выходящий из питающего охладителя 26, подается в первую зону 33а охлаждения обычного теплообменника 33 с многокомпонентным хладагентом, который доступен на рынке и известен специалистам в данной области техники. Это изобретение не ограничивается каким бы то ни было типом теплообменника, но из соображений экономичности предпочтительными являются теплообменники с пластинчатой ребристой поверхностью, спиральными пластинами и с холодильной камерой. Предпочтительно, все потоки, содержащие как жидкую, так и парообразную фазы, которые направляются в теплообменники, имеют жидкую и газообразную фазы, которые равномерно распределяются по площади поперечного сечения проходов, в которые они поступают. Для получения такого распределения, предпочтительно применять распределительное устройство для отдельных парообразного и жидкого потоков. Разделители могут вводиться в многофазные потоки, при необходимости, для разделения потоков на жидкий и парообразный потоки. Например, разделители можно было бы вводить в потоки 18 и 24, показанные на фиг. 1 (такие разделители не показаны на фиг.1), до того, как потоки 18 и 24 будут поступать в зоны 33а и 33b охлаждения соответственно.
Теплообменник 33 может иметь одну или более зон охлаждения, предпочтительно, по меньшей мере, две зоны. Теплообменник 33, показанный на фиг.1, имеет две зоны 33a и 33b охлаждения. Поток 11 природного газа сжижается в зоне 33а охлаждения посредством теплообмена с хладагентом из охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом, которая называется в этом описании системой МКХ 45. Предпочтительный вариант выполнения системы 45 с многокомпонентным хладагентом показан на фиг.9 и будет описан ниже более подробно. Хладагент в системе с многокомпонентным хладагентом выполнен из смеси углеводородов, которые могут включать, например, метан, этан, пропан, бутаны и пентаны. Предпочтительный хладагент имеет следующий состав в мольных %: метан (25,8%), этан (50,6%), пропан (1,1%), i-бутан (8,6%), n-бутан (3,7%) и n-пентан (1,2%). Концентрация компонентов многокомпонентного хладагента может регулироваться для соответствия характеристикам охлаждения и конденсирования охлаждаемого питающего газа и требованиям к криогенной температуре процесса сжижения. Как пример температуры и давления, подходящих для охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом, многокомпонентный хладагент в линии 27 под давлением 345 кПа и с температурой 10oС предназначен для обычного сжатия и охлаждения в системе 45 с многокомпонентным хладагентом для получения потока 18 многокомпонентной жидкости, имеющей давление 1207 кПа и температуру 13,3oС. Поток 18 охлаждается в зоне 33а охлаждения и дополнительно охлаждается в зоне 33b охлаждения для получения холодного потока 23, выходящего из зоны 33b охлаждения с температурой -99oС. Поток 23 затем расширяется обычным клапаном 46 Джоуля-Томпсона для получения потока 24 под давлением 414 кПа и с температурой -108oС. Поток 24 затем нагревается в зоне 33b охлаждения и затем дополнительно нагревается в зоне 33a охлаждения для получения потока 27 с температурой 10oС и давлением 345 кПа. Многокомпонентный хладагент затем рециркулируется в охлаждающую систему с замкнутым циклом. Согласно способу сжижения, показанному на фиг.1, система 45 с многокомпонентным хладагентом является единственной охлаждающей системой с замкнутым циклом, используемой для производства сжиженного природного газа под давлением.
Поток 19 сжиженного природного газа является сжиженным природным газом под давлением, имеющим температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Если давление потока 19 выше, чем давление, необходимое для поддержания потока 10 в жидкой фазе, поток 19 может, при необходимости, проходить через одно или более расширительных средств, таких как гидравлическая турбина 34, для получения сжиженного природного газа под давлением, имеющего более низкое давление, но все еще имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Затем сжиженный природный газ под давлением направляется по линиям 20 и 29 в подходящее средство 50 для хранения или транспортировки, такое как трубопровод, стационарная емкость для хранения или транспортное средство, такое как судно, грузовик или железнодорожная цистерна для перевозки сжиженного природного газа под давлением.
При хранении, транспортировке и обращении со сжиженным природным газом, может появляться значительное количество "испарений", то есть паров, получаемых от испарения сжиженного природного газа. Это изобретение, в частности, можно использовать для сжижения испарений, выделяемых сжиженным природным газом под давлением. Способ, согласно настоящему изобретению может, при необходимости, обеспечивать повторное сжижение таких испарений. Как показано на фиг. 1, испарения вводятся в процесс обработки согласно изобретению по линии 22. При необходимости, часть потока 22 может выводиться и направляться через зону 33a охлаждения для нагрева выведенных испарений для последующего их использования в качестве топлива и для создания дополнительного охлаждения зоны 33a охлаждения. Оставшаяся часть потока 22 направляется в зону 33b охлаждения, где испарения повторно сжижаются. Сжиженный природный газ, выходящий из зоны 33b охлаждения (поток 28) нагнетается насосом 36 до получения давления сжиженного природного газа под давлением, выходящего из гидравлической турбины 34, и затем комбинируется с потоком 20 и направляется в подходящее средство 50 для хранения.
Потоки жидкости, выходящие из гидравлической турбины 34 и насоса 36, предпочтительно, проходят через один или более разделителей фаз (такие разделители не показаны на чертежах), отделяющих сжиженный природный газ от любого газа, который не был сжижен в процессе обработки. Работа таких разделителей хорошо известна специалистам в данной области техники. Сжиженный газ затем поступает в средство 50 для хранения сжиженного природного газа под давлением, и газообразная фаза из разделителя фаз может использоваться в качестве топлива или рециркулировать в процесс сжижения.
На фиг. 2 показан другой вариант осуществления изобретения, и на этой, как и на других фигурах в этом описании, элементы, имеющие одинаковые номера, имеют одинаковые рабочие функции. Специалистам в данной области техники известно, что рабочее оборудование от одного варианта осуществления настоящего изобретения к другому может изменяться в размерах и производительности для работы с различными скоростями потоков, температурами и составами. Как показано на фиг.2, питающий поток природного газа входит в систему по линии 10 и проходит через обычный питающий охладитель 26. Природный газ проходит от питающего охладителя 26 в способе расширения 30, в котором охлаждается поток природного газа до температуры, необходимой для конденсирования, по меньшей мере, большей части более тяжелых углеводородов, являющихся составными частями природного газа, которые названы сжиженной частью природного газа (СЧПГ). Сжиженная часть природного газа включает этан, пропан, бутан, пентан, изопентан и им подобные. При давлениях, находящихся в пределах от 4137 кПа до 7585 кПа, температуры, необходимые для осуществления конденсирования, лежат в пределах от приблизительно 0oС до приблизительно -60oС. Предпочтительный пример способа расширения 30 показан на фиг.8, который описан ниже более подробно.
Нижний поток 12 из процесса 30 расширения проходит в обычную фракционирующую установку 35, общая работа которой известна специалистам в данной области техники. Фракционирующая установка 35 может содержать одну или более фракционирующих колонн (не показаны на фиг.2), которые разделяют нижний жидкий поток 12 на заданные количества этана, пропана, бутана, пентана и гексана. Фракционирующая установка, предпочтительно, содержит множество фракционирующих колонн (не показаны), таких как этаноотгонная колонна, которая производит этан, пропаноотгонная колонна, которая производит пропан, и бутаноотгонная колонна, которая производит бутан, и все они могут использоваться как добавочные хладагенты для охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом или любой другой подходящей охлаждающей системы. Добавочные потоки хладагента вместе показаны на фиг.2 линией 15. Если питающий поток 10 содержит высокие концентрации CO2, один или более дополнительных потоков 15 хладагента следует очищать с тем, чтобы удалить СО2 для устранения потенциальных проблем закупоривания охлаждающего оборудования. Фракционирующая установка 35 будет, предпочтительно, включать процесс удаления СО2, если концентрация СО2 без него превышала бы около 3 мольных %. Жидкости удаляются из фракционирующей установки 35 в виде конденсированных продуктов, которые вместе обозначены на фиг.2 как поток 14. Верхние потоки, исходящие из фракционирующих колонн фракционирующей установки 35, богаты этаном и другими легкими углеводородами, которые вместе показаны на фиг.2 как поток 13.
Богатый метаном поток 16 из метаноотгонной колонны 30 комбинируется с богатым этаном потоком 13 и проходит в виде потока 17 в зону 33a охлаждения смешанным хладагентом для сжижения природного газа. Охлаждение зоны 33a охлаждения обеспечивается обычной охлаждающей системой 45 с многокомпонентным хладагентом, описанной выше более подробно относительно описания системы с многокомпонентным хладагентом, показанной на фиг.1. Хотя многокомпонентные хладагенты циркулируют в системе с замкнутым циклом, если происходит потеря хладагентов из системы из-за протечек, дополнительные хладагенты могут быть получены из фракционирующей установки 35 (линия 15). Согласно способу сжижения, показанному на фиг.2, охлаждающая система 45 с многокомпонентным хладагентом является единственной охлаждающей системой с замкнутым потоком, используемой для сжижения питающего потока 10 природного газа.
Поток 19 сжиженного природного газа, выходящий из зоны 33a охлаждения со смешанным хладагентом, проходит через гидравлическую турбину 34 для понижения давления жидкости для получения сжиженного природного газа под давлением с температурой выше приблизительно -112oС и давлением, достаточным для того, чтобы сжиженный природный газ под давлением был в точке начала его кипения или ниже нее. Главным преимуществом этого варианта осуществления изобретения является то, что возможно извлечение тяжелого углеводорода в расширительной установке, и хладагенты могут дополнительно производиться в фракционирующей установке 35.
На фиг.3 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения, в котором однокомпонентная охлаждающая система с замкнутым циклом используется для предварительного охлаждения потока 10 природного газа перед сжижением с получением сжиженного природного газа под давлением. Способ, показанный на фиг. 3, аналогичен способу, показанному на фиг.2, за исключением того, что охлаждающая система 40 с замкнутым циклом используется для обеспечения, по меньшей мере, части охлаждения для питающего охладителя 26 и для обеспечения охлаждения теплообменника 60. Поток 11, выходящий из питающего охладителя 26, проходит непосредственно в обычный деметанизатор 80 без необходимости использования способа расширения 30, который применяется согласно способу, показанному на фиг.2. Охлаждающая система 40 может быть обычной охлаждающей системой с замкнутым циклом, содержащей в качестве хладагента пропан, пропилен, этан, углекислый газ или любую другую подходящую жидкость.
На фиг. 3 жидкий хладагент в линии 18а от охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом может, при необходимости, охлаждаться в теплообменнике 70 хладагентом в потоке 27, который возвращается в охлаждающую систему 45 с многокомпонентным хладагентом из теплообменника 33. Поток 18а может дополнительно охлаждаться в теплообменнике 60 хладагентом из охлаждающей системы 40, которая включает поток 51 хладагента, циркулирующий между охлаждающей системой 40 и теплообменником 60. В этом примере, значительная часть требуемого охлаждения обеспечивается в обычной охлаждающей системе 40 с однокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом, такой как пропановая система. Хотя требуются дополнительные теплообменники, размеры и стоимость теплообменника 33 будут уменьшены.
На фиг. 4 показан другой вариант осуществления способа согласно настоящему изобретению, в котором охлаждающая система 33 с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом предварительно охлаждает питающий поток природного газа перед фракционированием, и охлаждающая система также сжижает поток природного газа для получения сжиженного природного газа под давлением. Питающий поток природного газа поступает в систему по линии 10 и проходит через питающий охладитель 26, который охлаждает и может частично сжижать природный газ. Природный газ затем проходит по линии 11 в первую зону 33а охлаждения теплообменника 33 с многокомпонентным хладагентом. Теплообменник 33 в этом примере имеет три зоны (33а, 33b, 33с) охлаждения. Вторая зона 33b охлаждения расположена между первой зоной 33а охлаждения и третьей зоной 33с охлаждения и работает с более низкой температурой, чем первая зона охлаждения, и с более высокой температурой, чем третья зона охлаждения.
Частично сжиженный природный газ выходит из первой зоны 33а охлаждения и проходит по линии 11а в деметанизатор 80. Деметанизатор 80 фракционирует природный газ для получения богатого метаном верхнего потока 16 и нижнего потока 12. Нижний поток 12 проходит в фракционирующую установку 35, которая подобна описанной выше со ссылкой на фиг.2.
Обогащенный метаном поток 16 из деметанизатора 30 и верхний поток 13 продукта из фракционирующей установки 35 комбинируются и проходят в виде потока 17 во вторую зону 33b охлаждения теплообменника 33. Поток 19, выходящий из второй зоны 33b охлаждения, проходит через одно или более расширительных средств, таких как гидравлическая турбина 34. Гидравлическая турбина 34 производит холодный расширенный поток 20 (СПГПД), который проходит в средство 50 для хранения при температуре выше приблизительно -112oС и под давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
Испарения, возникающие в результате испарения сжиженного природного газа внутри емкости при транспортировке или выполнении погрузочных операций могут, при необходимости, подаваться по линии 22 в третью зону 33с охлаждения, в которой испарения сжижаются. При необходимости, часть испарений может пропускаться через вторую зону 33b охлаждения для нагрева испарений перед использованием в качестве топлива (поток 38). Сжиженный природный газ, выходящий из зоны 33с охлаждения, нагнетается насосом 36 до получения давления сжиженного природного газа под давлением в потоке 20 и затем подается в средство 50 для хранения.
Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг.4, обеспечивает удаление тяжелого углеводорода и пополнение хладагента без существенного падения давления так, как требуется в варианте, показанном на фиг.2, или обеспечивает дополнительную охлаждающую систему такую, как в варианте, показанном на фиг.3.
На фиг.5 показан еще один вариант осуществления настоящего изобретения, в котором питающий природный газ охлаждается питающим охладителем 26, и природный газ сжижается в теплообменнике 33, который охлаждается охлаждающей системой 45 с замкнутым циклом, в которой используют в качестве хладагентов как многокомпонентную жидкость, так и многокомпонентный пар. Это обеспечивает сжижение испарений в хранилище при помощи только многокомпонентного пара. Этот вариант осуществления настоящего изобретения аналогичен варианту, показанному на фиг.2, за исключением работы теплообменной системы 33 с многокомпонентным хладагентом. Предпочтительный вариант выполнения охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом, в которой используется как парообразный, так и жидкий хладагенты, показан на фиг.10 и будет описан ниже более подробно.
Как показано на фиг.5, питающий поток природного газа поступает в систему по линии 10 и проходит через питающий охладитель 26, который содержит один или более теплообменников, частично сжижающий природный газ. В этом примере охлаждение, предпочтительно, выполняется посредством теплообмена с воздухом или водой. Питающий охладитель 26, при необходимости, охлаждается обычной охлаждающей системой 40 с замкнутым циклом, в которой охлаждающим хладагентом является пропан, пропилен, этан, углекислый газ или любой другой подходящий хладагент.
В качестве примера температуры и давления, подходящих для охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом и замкнутым циклом, показанной на фиг. 5, можно привести многокомпонентный хладагент в линии 27 под давлением 345 кПа и с температурой 10oС, предназначенной для обычного сжатия и охлаждения в охлаждающей системе 45 с многокомпонентным хладагентом для получения многокомпонентного потока 18 жидкости и многокомпонентного потока 21 пара, каждый из которых имеет давление 1207 кПа и температуру 13,3oС. Поток 21 пара дополнительно охлаждается в зоне 33а охлаждения и затем дополнительно охлаждается в зоне 33b охлаждения для получения холодного потока 23, выходящего из зоны 33b охлаждения с температурой -99oС. Поток 23 затем расширяется обычным клапаном 46 Джоуля-Томсона для получения потока 24 с давлением 414 кПа и температурой -108oС. Поток 24 затем нагревается в зоне 33b охлаждения и затем дополнительно нагревается в зоне 33a охлаждения для получения потока 27 с температурой 10oС и давлением 345 кПа. Поток 18 охлаждается в зоне 33a охлаждения и затем расширяется обычным клапаном 47 Джоуля-Томсона. Расширенный поток жидкости, выходящий из расширительного клапана 47, комбинируется с потоком 25 и рециркулируется. Этот вариант осуществления изобретения имеет преимущество, заключающееся в том, что испарения повторно сжижаются с использованием только парообразного многокомпонентного хладагента.
На фиг.6 показан еще один вариант осуществления настоящего изобретения, который аналогичен варианту, показанному на фиг.2, за исключением того, что теплообменник 33 с многокомпонентным хладагентом имеет только одну зону (33a) охлаждения, и испарения смешиваются с потоками 16 и 13 природного газа вместо сжижения отдельной зоной охлаждения теплообменника 33. Испарения 22 сначала проходят через зону 33a охлаждения для обеспечения охлаждения более теплых потоков 17 и 18, которые проходят через теплообменник 33a. После выхода из зоны 33a охлаждения, часть потока 22 может, при необходимости, выводиться (поток 38) в качестве топлива для получения энергии для станции производства сжиженного природного газа под давлением. Другая часть потока 22 проходит в компрессор 39 для сжатия испарений приблизительно до давления газа в потоке 17. Испарения (поток 32), выходящие из компрессора 39, затем комбинируются с потоком 17. Этот вариант не требует смешивания криогенных жидкостей и является несложным, чем вариант, показанный на фиг.2.
На фиг.7 показан еще один пример осуществления настоящего изобретения, в котором питающий газ охлаждается питающим охладителем 26, и природный газ сжижается в теплообменнике 33 с многокомпонентным хладагентом, который охлаждается охлаждающей системой 45 с замкнутым циклом, в которой в качестве хладагента используются как многокомпонентная жидкость (поток 18), так и многокомпонентный пар (поток 21). Обработка, показанная на фиг.7, аналогична работе способа, показанного на фиг.5, за исключением того, что, по меньшей мере, часть испарений 22 сжимается компрессором 39 приблизительно до давления потока 16 газа, и сжатый поток 32 испарений комбинируется с потоком 16 природного газа. Поток 17, содержащий пары от процесса расширения 30, пары из фракционирующей установки 35 и испарения из потока 32, затем проходит через зоны 33a и 33b охлаждения теплообменника 33 для сжижения потока 17 газа для производства сжиженного природного газа под давлением (поток 19). Как показано на фиг.7, часть потока 22, предпочтительно, выводится и проходит через зоны 33b и 33a и выходит из теплообменника 33 (поток 38) для использования в качестве топлива.
Предпочтительный способ расширения 30 для использования при осуществлении способов, показанных на фиг.2, 5, 6 и 7, показан на фиг.8. Как показано на фиг.8, поток 11 газа разделяется на два отдельных потока 100 и 101. Поток 100 газа охлаждается в теплообменнике 102 холодным остаточным газом в линии 104. Поток 101 газа охлаждается теплообменником 105 отводного вторичного испарителя, через который проходит поток жидкости, поступающий из метаноотгонной колонны 130. Охлажденные потоки 100 и 101 вновь комбинируются, и комбинированный поток 103 поступает в обычный разделитель 106 фаз. Разделитель 106 разделяет поток 103 на поток 107 жидкости и поток 108 пара. Поток 108 пара расширяется для уменьшения его давления, например, при помощи турборасширителя 109. Это расширение дополнительно охлаждает газ перед тем, как его подают в верхний район метаноотгонной колонны 80. Поток 107 конденсированной жидкости проходит через клапан 110 Джоуля-Томсона для расширения и дополнительного охлаждения потока 107 жидкости перед тем, как она проходит в метаноотгонную колонну 80.
Остаточный газ из верхней части метаноотгонной колонны 80 подается в теплообменник 102 и проходит через компрессор 111, в который подается мощность, по меньшей мере частично, расширителем 109. Сжатый богатый метаном поток 16, выходящий из процесса расширения 30, далее обрабатывается способом согласно настоящему изобретению. Деметанизатор создает нижний поток 12 жидкости, который в основном представляет собой сжиженные части природного газа (СЧПГ), в первую очередь этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. Дополнительные примеры процесса расширения 30, подходящие для использования при осуществлении настоящего изобретения, описаны в патенте США 4698081 и в публикации Gas Conditioning and Processing, Volume 3 of Advanced Techniques and Applications, John M. Campbell and Co., Tulsa, Oklahoma (1982).
На фиг. 9 показана блок-схема предпочтительной охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом для использования в вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.1, 2, 3, 4 и 6. Как показано на фиг.9, поток 27 поступает в обычный компрессор 150 для сжатия хладагента. После компрессора 150 сжатый поток 151 охлаждается при прохождении через обычный охладитель 152, такой как воздушный или водяной охладитель перед тем, как поток 151 поступает в обычный разделитель 153 фаз. Пар из разделителя 153 фаз проходит в виде потока 154 в компрессор 155. После компрессора 155 сжатый охлаждающий пар (поток 156) охлаждается обычным охладителем 157 для получения охлажденного потока 18 хладагента. Поток 158 жидкости из разделителя 152 фаз нагнетается насосом 159 для получения приблизительно такого же давления, как давление на выходе компрессора 155. Сжатая жидкость после насоса 159 (поток 160) комбинируется с потоком 156 до охлаждения охладителем 157.
На фиг.10 показана блок-схема предпочтительной охлаждающей системы 45 с многокомпонентным хладагентом для использования в вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг. 5 и 7. Охлаждающая система с многокомпонентным хладагентом, показанная на фиг.10, аналогична охлаждающей системе 45 с многокомпонентным хладагентом, показанной на фиг.9, за исключением того, что после комбинирования потока 160 жидкого хладагента и потока 156 пара и охлаждения их охладителем 157, охлажденный поток из охладителя 157 проходит в обычный разделитель 161 фаз. Пар, выходящий из разделителя 161, становится потоком 21 пара, и жидкость, выходящая из разделителя 161, становится потоком 18 жидкости.
Примеры
Имитированный баланс массы и энергии был выполнен для иллюстрирования вариантов осуществления настоящего изобретения, показанных на чертежах, и результаты приведены ниже в таблицах 1-7. Данные, приведенные ниже в таблицах, предложены для лучшего понимания вариантов осуществления изобретения, показанных на фиг.1-7, но изобретение не должно истолковываться, как ограничение этими вариантами. Температуры и скорости потоков, представленные в таблицах, не должны рассматриваться как ограничение изобретения, которое может иметь множество вариаций температур и скоростей потоков в рамках его объема. Таблицы соответствуют чертежам следующим образом. Таблица 1 соответствует фиг.1, таблица 2 соответствует фиг.2, таблица 3 соответствует фиг.3, таблица 4 соответствует фиг.4, таблица 5 соответствует фиг.5, таблица 6 соответствует фиг.6 и таблица 7 соответствует фиг.7.
Данные были получены с использованием доступной на рынке программы имитации способа, под наименованием HYSYSTM, однако для получения данных могут использоваться доступные на рынке программы, включающие, например, HYSITM, PROIITM и ASPEN PLUSTM, каждая из которых известна специалистам в данной области техники.
Данные, представленные в таблице 3, предусматривают, что вариант осуществления изобретения, показанный на фиг. 3, имел пропановую охлаждающую систему 40 для охлаждения питающего потока 10.
С использованием базовой блок-схемы способа, показанной на фиг.3, и с использованием одинаковых состава и температуры потока, требуемая суммарная установленная мощность для производства обычного сжиженного природного газа (при давлении, близком к атмосферному и температуре -160oС) была более, чем в два раза больше, чем установленная мощность, требуемая для производства сжиженного природного газа под давлением с использованием варианта осуществления настоящего изобретения, показанного на фиг. 3: 185680 кВт для производства сжиженного природного газа по сравнению с 89040 кВт для производства сжиженного природного газа под давлением. Это сравнение было выполнено с использованием имитатора способа HYSYSTM.
Специалист в данной области техники, в особенности, пользующийся преимуществами, предложенными этим патентом, может выполнить множество модификаций и вариантов осуществления конкретных способов, описанных выше. Например, множество различных температур и давлений может использоваться согласно изобретению в зависимости от общей конструкции системы и состава питающего газа. Кроме того, цепочка охлаждения питающего газа может быть дополнена или изменена в зависимости от общих конструктивных потребностей для достижения требований оптимального и эффективного теплообмена. Как изложено выше, конкретно описанные варианты осуществления изобретения и примеры не следует использовать для ограничения объема изобретения, который определен приведенными ниже пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Claims (21)

1. Способ сжижения богатого метаном потока газа под давлением, включающий этапы сжижения потока газа в теплообменнике, охлаждаемом охлаждающей системой с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом для получения богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее, и помещения жидкого продукта в средство для хранения при температуре выше приблизительно -112oС.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий этап понижения давления жидкого продукта расширительным средством до помещения жидкого продукта в средство для хранения, причем расширительное средство производит поток жидкости с температурой выше приблизительно -112oС и давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий этап подвода в теплообменник испарений, полученных от испарения сжиженного природного газа, причем испарения, по меньшей мере, частично сжижаются теплообменником, и сжатия сжиженных испарений, при этом сжатые испарения имеют температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
4. Способ по п. 3, в котором в теплообменнике выполняют первую зону охлаждения и вторую зону охлаждения, работающую при более низкой температуре, чем первая зона охлаждения, и осуществляют подвод потока газа в первую зону охлаждения для сжижения, и подвод испарений во вторую зону охлаждения для сжижения.
5. Способ по п. 4, дополнительно включающий этап выведения части испарений до того, как испарения проходят в теплообменник, и подвод выведенной части испарений в первую зону охлаждения для нагрева выведенных испарений и для охлаждения потока газа в теплообменнике, и использования нагретых выведенных испарений в качестве топлива.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий этап сжатия испарений, полученных от испарения сжиженного природного газа, до получения давления, приблизительно равного давлению потока газа, подаваемого в теплообменник, и комбинирования сжатых испарений с потоком газа до того, как поток газа поступит в теплообменник.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий этап прохождения испарений, полученных от испарения сжиженного природного газа, в теплообменник для охлаждения испарений, сжатия испарений и комбинирования сжатых испарений с потоком газа и прохождения комбинированных испарений и потока газа в теплообменник для сжижения.
8. Способ по п. 7, дополнительно включающий этап после прохождения испарений через теплообменник и до сжатия охлажденных испарений, выведения части испарений и использования выведенной части в качестве топлива.
9. Способ по п. 3, в котором в теплообменнике выполняют первую зону охлаждения, вторую зону охлаждения и третью зону охлаждения, причем вторая зона охлаждения работает при температуре, которая ниже температуры первой зоны охлаждения и выше температуры третьей зоны охлаждения, при этом способ дополнительно включает этапы подвода испарений в третью зону охлаждения для сжижения испарений, выведения части испарений до прохождения через третью зону охлаждения, и прохождения выведенных испарений через вторую зону охлаждения для нагрева выведенных испарений и использования нагретых выведенных испарений в качестве топлива.
10. Способ по п. 1, в котором поток газа включает метан и углеводородные компоненты, которые тяжелее метана, и дополнительно включает этап удаления преобладающей части более тяжелых углеводородов путем фракционирования для получения богатого метаном потока пара и богатого более тяжелыми углеводородами потока жидкости, причем поток пара затем сжижают в теплообменнике.
11. Способ по п. 10, в котором богатый более тяжелыми углеводородами поток жидкости дополнительно фракционируют для получения богатого этаном пара, который комбинируют с богатым метаном потоком.
12. Способ по п. 10, который дополнительно включает этап охлаждения питающего потока до фракционирования питающего потока.
13. Способ по п. 1, в котором в теплообменнике выполняют первую зону охлаждения и вторую зону охлаждения, при этом первая зона охлаждения охлаждается посредством прохождения многокомпонентного жидкого хладагента через первую зону охлаждения для охлаждения жидкого хладагента, прохождения жидкого хладагента через расширительное средство для дополнительного понижения температуры жидкого хладагента, и прохождения хладагента из расширительного средства через первую зону охлаждения, прохождения многокомпонентного парообразного хладагента через первую зону охлаждения и вторую зону охлаждения для понижения его температуры, прохождения охлажденного парообразного хладагента через расширительное средство, прохождения расширенного хладагента через вторую зону охлаждения и затем через первую зону охлаждения, и сжижения потока газа посредством пропускания потока газа через первую зону охлаждения и вторую зону охлаждения для получения жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
14. Способ по п. 1, который дополнительно включает: (a) охлаждение потока газа для получения частичного сжижения потока газа; (b) разделение частично конденсированного потока газа на жидкий поток, богатый углеводородами, более тяжелыми, чем метан, и поток пара, богатый метаном; (c) фракционирование сжиженной части в, по меньшей мере, одной фракционирующей колонне для получения богатого этаном потока пара и потока жидкости, богатой углеводородами, более тяжелыми, чем этан, и удаление потока жидкости из процесса; (d) комбинирование богатого метаном потока пара и богатого этаном потока пара и подвод комбинированного потока в теплообменник, посредством чего комбинированный поток сжижается; и (e) перед помещением комбинированного потока жидкости в средство для хранения, расширение, по меньшей мере, части недостаточно охлажденной жидкости для получения жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
15. Способ по п. 14, в котором охлаждение потока природного газа в этапе (а), по меньшей мере, частично обеспечивается пропановой охлаждающей системой с замкнутым циклом.
16. Способ по п. 14, в котором способ дополнительно включает этапы подведения в теплообменник испарений, полученных от испарения сжиженного природного газа, для получения второго потока сжиженного природного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее, и комбинирования второго потока сжиженного природного газа с расширенным сжиженным газом на этапе (е).
17. Способ по п. 14, в котором теплообменник этапа (d) содержит первую зону охлаждения и вторую зону охлаждения, работающую с более низкой температурой, чем первая зона охлаждения, при этом богатые метаном потоки этапа (b) и этапа (с) проходят в первую зону охлаждения, а испарения, полученные от испарения сжиженного природного газа, имеющие температуру выше приблизительно -112oС, поступают во вторую зону охлаждения для сжижения.
18. Способ по п. 10, в котором поток газа вводят в процесс с повышенной температурой в пределах диапазона от приблизительно 0 до приблизительно 50oС и с повышенным давлением в пределах диапазона от приблизительно 2758 до приблизительно 8274 кПа, и сжиженный продукт, имеет давление больше 1724 кПа и температуру выше приблизительно -112oС.
19. Способ по п. 1, в котором охлаждающая система с многокомпонентным хладагентом имеет хладагент, содержащий метан, этан, пропан, бутан, пентан, углекислый газ, сернистый водород и азот.
20. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан, пропан и более тяжелые углеводороды, для производства сжиженного природного газа, имеющего давление выше приблизительно 1724 кПа и температуру выше приблизительно -112oС, включающий: (a) прохождение потока природного газа в первую зону охлаждения многокомпонентного теплообменника, причем многокомпонентный теплообменник содержит три зоны охлаждения, при этом вторая зона охлаждения работает с температурой ниже температуры первой зоны охлаждения и выше температуры третьей зоны охлаждения; (b) фракционирование питающего потока охлажденного природного газа для отделения богатого метаном потока от потока более тяжелых углеводородов; (c) фракционирование потока более тяжелых углеводородов для получения богатого этаном потока и потока, содержащего углеводороды, более тяжелые, чем этан, и удаление из процесса углеводородов, более тяжелых, чем этан; (d) комбинирование богатого метаном потока этапа (b) богатого этаном потока этапа (с) и прохождение комбинированного потока во вторую зону охлаждения охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом и охлаждение комбинированного потока для получения недостаточно охлажденного конденсата; (e) расширение, по меньшей мере, части недостаточно охлажденного конденсата для получения сжиженного природного газа, имеющего давление выше приблизительно 1724 кПа и температуру выше приблизительно -112oС, и (f) прохождение в третью зону охлаждения охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом газа, полученного от испарения сжиженного природного газа, содержащегося в емкости для хранения, для получения второго потока сжиженного природного газа, и комбинирование второго потока сжиженного природного газа со сжиженным природным газом, полученным в ходе этапа (е).
21. Способ сжижения потока природного газа, содержащего метан, пропан и более тяжелые углеводороды, для производства сжиженного природного газа, имеющего давление выше приблизительно 1724 кПа и температуру выше приблизительно -112oС, включающий: (a) охлаждение потока природного газа при помощи пропановой охлаждающей системы; (b) фракционирование потока охлажденного природного газа для разделения богатого метаном потока и потока более тяжелых углеводородов; (c) фракционирование потока более тяжелых углеводородов для получения богатого этаном потока и, по меньшей мере, одного потока, содержащего углеводороды более тяжелые, чем этан, и удаление из процесса углеводородов более тяжелых, чем этан; (d) комбинирование богатого метаном потока этапа (b) и богатого этаном потока этапа (с) и прохождение комбинированного потока в первую зону охлаждения охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом, имеющую первую зону охлаждения, охлаждаемую многокомпонентной жидкостью и многокомпонентным паром в теплообменном взаимодействии с комбинированным богатым метаном потоком и богатым этаном потоком для производства недостаточно охлажденного конденсата; и (e) расширение, по меньшей мере, части недостаточно охлажденного конденсата для получения сжиженного природного газа, имеющего давление выше приблизительно 1724 кПа и температуру выше приблизительно -112oС; (f) прохождение во вторую зону охлаждения охлаждающей системы с многокомпонентным хладагентом газа, полученного от испарения сжиженного природного газа, содержащегося в емкости для хранения, для получения второго потока сжиженного природного газа, и комбинирование второго потока сжиженного природного газа со сжиженным природным газом, полученным на этапе (е).
Приоритет 20.06.97 - пп. 1-21.
RU99127333/06A 1997-06-20 1998-06-18 Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа RU2195611C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5028097P 1997-06-20 1997-06-20
US60/050,280 1997-06-20
US7978298P 1998-03-27 1998-03-27
US60/079,782 1998-03-27

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU99127333A RU99127333A (ru) 2001-09-27
RU2195611C2 true RU2195611C2 (ru) 2002-12-27

Family

ID=26728103

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU99127333/06A RU2195611C2 (ru) 1997-06-20 1998-06-18 Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа

Country Status (40)

Country Link
US (1) US5950453A (ru)
EP (1) EP0988497A4 (ru)
JP (1) JP4544653B2 (ru)
KR (1) KR100338880B1 (ru)
CN (1) CN1131982C (ru)
AR (1) AR012253A1 (ru)
AT (1) AT413599B (ru)
AU (1) AU732004B2 (ru)
BG (1) BG63827B1 (ru)
BR (1) BR9810056A (ru)
CA (1) CA2292713C (ru)
CH (1) CH694135A5 (ru)
CO (1) CO5050285A1 (ru)
DE (1) DE19882478T1 (ru)
DK (1) DK174555B1 (ru)
DZ (1) DZ2533A1 (ru)
EG (1) EG21914A (ru)
ES (1) ES2170630B2 (ru)
FI (1) FI19992705A (ru)
GB (1) GB2344641B (ru)
GE (1) GEP20022622B (ru)
HU (1) HUP0004079A3 (ru)
ID (1) ID24751A (ru)
IL (1) IL133335A (ru)
MY (1) MY112365A (ru)
NO (1) NO312317B1 (ru)
NZ (1) NZ502046A (ru)
OA (1) OA11269A (ru)
PE (1) PE42799A1 (ru)
PL (1) PL190057B1 (ru)
RO (1) RO118727B1 (ru)
RU (1) RU2195611C2 (ru)
SE (1) SE521642C2 (ru)
SK (1) SK178199A3 (ru)
TN (1) TNSN98094A1 (ru)
TR (1) TR199903171T2 (ru)
TW (1) TW368596B (ru)
UA (1) UA57084C2 (ru)
WO (1) WO1998059206A1 (ru)
YU (1) YU67899A (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2455595C2 (ru) * 2006-10-11 2012-07-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения потока углеводородов

Families Citing this family (123)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TW396253B (en) * 1997-06-20 2000-07-01 Exxon Production Research Co Improved system for processing, storing, and transporting liquefied natural gas
DZ2527A1 (fr) * 1997-12-19 2003-02-01 Exxon Production Research Co Pièces conteneurs et canalisations de traitement aptes à contenir et transporter des fluides à des températures cryogéniques.
US6513338B1 (en) * 1998-05-12 2003-02-04 Messer Griesheim Gmbh Refrigerant mixture for a mixture-throttling process
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
MY114649A (en) 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
MY115506A (en) 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
MY117068A (en) 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
MY117548A (en) 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6112528A (en) * 1998-12-18 2000-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
MY115510A (en) 1998-12-18 2003-06-30 Exxon Production Research Co Method for displacing pressurized liquefied gas from containers
MY123311A (en) 1999-01-15 2006-05-31 Exxon Production Research Co Process for producing a pressurized methane-rich liquid from a methane-rich gas
US6460721B2 (en) 1999-03-23 2002-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for producing and storing pressurized liquefied natural gas
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
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
ES2369071T3 (es) 2000-02-03 2011-11-25 Gdf Suez Gas Na Llc Sistema de recuperación de vapor que utiliza compresor accionado por un turboexpansor.
GB0006265D0 (en) 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
WO2001088447A1 (en) * 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6510706B2 (en) * 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
US6295833B1 (en) * 2000-06-09 2001-10-02 Shawn D. Hoffart Closed loop single mixed refrigerant process
US6367286B1 (en) * 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US20070107465A1 (en) * 2001-05-04 2007-05-17 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US6581409B2 (en) 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
BR0210218A (pt) 2001-06-29 2004-06-08 Exxonmobil Upstream Res Co Método de absorção para recuperar e método para separar componentes de c2+ de uma mistura lìquida pressurizada contendo c1 e c2+
GB0120272D0 (en) * 2001-08-21 2001-10-10 Gasconsult Ltd Improved process for liquefaction of natural gases
CA2468163A1 (en) 2001-11-27 2003-06-05 Exxonmobil Upstream Research Company Cng fuel storage and delivery systems for natural gas powered vehicles
US6852175B2 (en) * 2001-11-27 2005-02-08 Exxonmobil Upstream Research Company High strength marine structures
US6604367B2 (en) 2001-12-19 2003-08-12 Praxair Technology, Inc. System for providing refrigeration for chemical processing
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US7147124B2 (en) * 2002-03-27 2006-12-12 Exxon Mobil Upstream Research Company Containers and methods for containing pressurized fluids using reinforced fibers and methods for making such containers
US6672104B2 (en) * 2002-03-28 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US20040093875A1 (en) * 2002-11-19 2004-05-20 Moses Minta Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
US7600395B2 (en) * 2004-06-24 2009-10-13 Conocophillips Company LNG system employing refluxed heavies removal column with overhead condensing
JP4447639B2 (ja) * 2004-07-01 2010-04-07 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
KR101259192B1 (ko) * 2004-08-06 2013-04-29 비피 코포레이션 노쓰 아메리카 인코포레이티드 천연 가스 액화 공정
RU2272973C1 (ru) * 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты)
DE102005010051A1 (de) * 2005-03-04 2006-09-07 Linde Ag Verfahren zum Verdampfen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
US7500370B2 (en) * 2006-03-31 2009-03-10 Honeywell International Inc. System and method for coordination and optimization of liquefied natural gas (LNG) processes
ES2766767T3 (es) * 2006-04-07 2020-06-15 Waertsilae Gas Solutions Norway As Procedimiento y aparato para precalentar gas evaporado de GNL a temperatura ambiente antes de su compresión en un sistema de relicuefacción
EP2024700A2 (en) * 2006-06-02 2009-02-18 Ortloff Engeneers, Ltd Liquefied natural gas processing
US20080098770A1 (en) * 2006-10-31 2008-05-01 Conocophillips Company Intermediate pressure lng refluxed ngl recovery process
US7883569B2 (en) * 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
US20090071190A1 (en) * 2007-03-26 2009-03-19 Richard Potthoff Closed cycle mixed refrigerant systems
US8650906B2 (en) * 2007-04-25 2014-02-18 Black & Veatch Corporation System and method for recovering and liquefying boil-off gas
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
NZ582507A (en) * 2007-07-09 2012-08-31 Lng Technology Pty Ltd A method and system for production of liquid natural gas
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8061413B2 (en) * 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US8555672B2 (en) 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9243842B2 (en) 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
WO2009103715A2 (en) * 2008-02-20 2009-08-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling and separating a hydrocarbon stream
US8973398B2 (en) 2008-02-27 2015-03-10 Kellogg Brown & Root Llc Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
EP2389553A2 (en) * 2009-01-21 2011-11-30 Conocophillips Company Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20110094261A1 (en) * 2009-10-22 2011-04-28 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction core modules, plants including same and related methods
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
DE102010000946B4 (de) 2010-01-15 2022-12-15 Tge Marine Gas Engineering Gmbh Verfahren und Tankanlage für das Verflüssigen von Boil-Off Gas
US9441877B2 (en) * 2010-03-17 2016-09-13 Chart Inc. Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
FR2959512B1 (fr) * 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
WO2012015546A1 (en) 2010-07-30 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for using multiple cryogenic hydraulic turbines
CN103140574B (zh) * 2010-10-15 2015-01-28 大宇造船海洋株式会社 用于制造加压液化天然气的方法及其所用制造***
WO2012075266A2 (en) * 2010-12-01 2012-06-07 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
FR2993643B1 (fr) * 2012-07-17 2014-08-22 Saipem Sa Procede de liquefaction de gaz naturel avec changement de phase
CN103017480B (zh) * 2012-12-07 2015-05-06 中国科学院理化技术研究所 一种利用管道压力能生产lng的液化***
US11408673B2 (en) 2013-03-15 2022-08-09 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
US11428463B2 (en) 2013-03-15 2022-08-30 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
US20140366577A1 (en) * 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US9920987B2 (en) * 2015-05-08 2018-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Mixing column for single mixed refrigerant (SMR) process
AR105277A1 (es) 2015-07-08 2017-09-20 Chart Energy & Chemicals Inc Sistema y método de refrigeración mixta
TWI603044B (zh) 2015-07-10 2017-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 使用液化天然氣製造液化氮氣之系統與方法
TWI606221B (zh) 2015-07-15 2017-11-21 艾克頌美孚上游研究公司 一倂移除溫室氣體之液化天然氣的生產系統和方法
TWI608206B (zh) 2015-07-15 2017-12-11 艾克頌美孚上游研究公司 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
WO2017105679A1 (en) 2015-12-14 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating nitrogen from liquefied natural gas using liquefied nitrogen
US10551117B2 (en) 2015-12-14 2020-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Method of natural gas liquefaction on LNG carriers storing liquid nitrogen
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
FR3061276B1 (fr) * 2016-12-22 2020-01-10 Engie Dispositif et procede de liquefaction d'un gaz naturel et navire comportant un tel dispositif
WO2018222230A1 (en) 2017-02-24 2018-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method of purging a dual purpose lng/lin storage tank
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
FR3068771B1 (fr) * 2017-07-05 2020-08-14 Engie Dispositif et procede de liquefaction d’un gaz naturel ou d’un biogaz
US10619917B2 (en) * 2017-09-13 2020-04-14 Air Products And Chemicals, Inc. Multi-product liquefaction method and system
US20190086147A1 (en) * 2017-09-21 2019-03-21 William George Brown, III Methods and apparatus for generating a mixed refrigerant for use in natural gas processing and production of high purity liquefied natural gas
EP4095459A1 (en) * 2018-03-30 2022-11-30 IHI Corporation Cooling system
US11536510B2 (en) 2018-06-07 2022-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
CN108731375A (zh) * 2018-06-24 2018-11-02 西南石油大学 一种二氧化碳预冷单级氮膨胀的小型天然气液化***
JP7100762B2 (ja) 2018-08-14 2022-07-13 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 天然ガス液化施設における混合冷媒の保存方法
AU2019325914B2 (en) 2018-08-22 2023-01-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
EP3841343A2 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Heat exchanger configuration for a high pressure expander process and a method of natural gas liquefaction using the same
US11555651B2 (en) 2018-08-22 2023-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
US11215410B2 (en) 2018-11-20 2022-01-04 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
US11578545B2 (en) 2018-11-20 2023-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
JP2022517930A (ja) 2019-01-30 2022-03-11 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇ冷媒からの水分除去方法
US11668524B2 (en) 2019-01-30 2023-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from LNG refrigerant
US11493270B2 (en) * 2019-05-24 2022-11-08 Praxair Technology, Inc. Dual mode Liquefied Natural Gas (LNG) liquefier
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
EP4031820A1 (en) 2019-09-19 2022-07-27 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Pretreatment, pre-cooling, and condensate recovery of natural gas by high pressure compression and expansion
EP4031822A1 (en) 2019-09-19 2022-07-27 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
JP7326484B2 (ja) 2019-09-19 2023-08-15 エクソンモービル・テクノロジー・アンド・エンジニアリング・カンパニー 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの前処理及び予冷
WO2021055074A1 (en) 2019-09-20 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with o2 enrichment for acid gas capture and sequestration
JP2022548529A (ja) 2019-09-24 2022-11-21 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇ及び液体窒素のための船舶又は浮遊貯蔵ユニット上の両用極低温タンクのための貨物ストリッピング機能

Family Cites Families (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1135871A (en) * 1965-06-29 1968-12-04 Air Prod & Chem Liquefaction of natural gas
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
DE1939114B2 (de) * 1969-08-01 1979-01-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verflüssigungsverfahren für Gase und Gasgemische, insbesondere für Erdgas
US3964891A (en) * 1972-09-01 1976-06-22 Heinrich Krieger Process and arrangement for cooling fluids
GB1471404A (en) * 1973-04-17 1977-04-27 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas
US3877240A (en) * 1973-04-27 1975-04-15 Lummus Co Process and apparatus for the storage and transportation of liquefied gases
GB1472533A (en) * 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
US3970441A (en) * 1973-07-17 1976-07-20 Linde Aktiengesellschaft Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures
DE2438443C2 (de) * 1974-08-09 1984-01-26 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
FR2292203A1 (fr) * 1974-11-21 1976-06-18 Technip Cie Procede et installation pour la liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition
GB1572898A (en) * 1976-04-21 1980-08-06 Shell Int Research Process for the liquefaction of natural gas
DE2628007A1 (de) * 1976-06-23 1978-01-05 Heinrich Krieger Verfahren und anlage zur erzeugung von kaelte mit wenigstens einem inkorporierten kaskadenkreislauf
JPS5472203A (en) * 1977-11-21 1979-06-09 Air Prod & Chem Production of liquefied methane
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
FR2471566B1 (fr) * 1979-12-12 1986-09-05 Technip Cie Procede et systeme de liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition
FR2471567B1 (fr) * 1979-12-12 1986-11-28 Technip Cie Procede et systeme de refrigeration d'un fluide a refroidir a basse temperature
US4437312A (en) * 1981-03-06 1984-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
JPS57204784A (en) * 1981-06-12 1982-12-15 Hajime Nishimura Manufacture of low-temperature liquefied gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4504296A (en) * 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US4548629A (en) * 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4525185A (en) * 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
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
US5036671A (en) * 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5157925A (en) * 1991-09-06 1992-10-27 Exxon Production Research Company Light end enhanced refrigeration loop
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
JPH06299174A (ja) * 1992-07-24 1994-10-25 Chiyoda Corp 天然ガス液化プロセスに於けるプロパン系冷媒を用いた冷却装置
JPH06159928A (ja) * 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
FR2714722B1 (fr) * 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5379597A (en) * 1994-02-04 1995-01-10 Air Products And Chemicals, Inc. Mixed refrigerant cycle for ethylene recovery
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
JP3320934B2 (ja) * 1994-12-09 2002-09-03 株式会社神戸製鋼所 ガスの液化方法
FR2739916B1 (fr) * 1995-10-11 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction et de traitement d'un gaz naturel
US5657643A (en) * 1996-02-28 1997-08-19 The Pritchard Corporation Closed loop single mixed refrigerant process
US5791160A (en) * 1997-07-24 1998-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for regulatory control of production and temperature in a mixed refrigerant liquefied natural gas facility

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2455595C2 (ru) * 2006-10-11 2012-07-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения потока углеводородов

Also Published As

Publication number Publication date
OA11269A (en) 2003-07-29
PL190057B1 (pl) 2005-10-31
EP0988497A4 (en) 2002-05-15
ATA908198A (de) 2005-08-15
BG63827B1 (bg) 2003-02-28
PE42799A1 (es) 1999-05-17
NZ502046A (en) 2003-12-19
PL337524A1 (en) 2000-08-28
SE9904611L (sv) 1999-12-16
SK178199A3 (en) 2000-11-07
KR100338880B1 (ko) 2002-05-30
RO118727B1 (ro) 2003-09-30
HUP0004079A3 (en) 2001-06-28
US5950453A (en) 1999-09-14
JP4544653B2 (ja) 2010-09-15
GB2344641A (en) 2000-06-14
IL133335A (en) 2004-05-12
GEP20022622B (en) 2002-01-25
BR9810056A (pt) 2000-09-12
AU8259898A (en) 1999-01-04
DK174555B1 (da) 2003-06-02
TW368596B (en) 1999-09-01
YU67899A (sh) 2001-05-28
CH694135A5 (de) 2004-07-30
DE19882478T1 (de) 2000-06-15
AR012253A1 (es) 2000-09-27
CA2292713C (en) 2005-05-17
TNSN98094A1 (fr) 2000-12-29
IL133335A0 (en) 2001-04-30
EG21914A (en) 2002-04-30
GB2344641B (en) 2001-07-25
KR20010014039A (ko) 2001-02-26
JP2002508055A (ja) 2002-03-12
UA57084C2 (ru) 2003-06-16
CN1261952A (zh) 2000-08-02
AU732004B2 (en) 2001-04-12
EP0988497A1 (en) 2000-03-29
ES2170630A1 (es) 2002-08-01
GB9930052D0 (en) 2000-02-09
SE9904611D0 (sv) 1999-12-16
ID24751A (id) 2000-08-03
NO996277L (no) 2000-02-21
DK199901821A (da) 1999-12-20
NO312317B1 (no) 2002-04-22
ES2170630B2 (es) 2004-05-16
NO996277D0 (no) 1999-12-17
BG103998A (en) 2000-12-29
AT413599B (de) 2006-04-15
CN1131982C (zh) 2003-12-24
DZ2533A1 (fr) 2003-03-08
CA2292713A1 (en) 1998-12-30
CO5050285A1 (es) 2001-06-27
MY112365A (en) 2001-05-31
WO1998059206A1 (en) 1998-12-30
FI19992705A (fi) 1999-12-31
TR199903171T2 (xx) 2000-04-21
SE521642C2 (sv) 2003-11-18
HUP0004079A2 (hu) 2001-04-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
RU2204094C2 (ru) Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
RU2205337C2 (ru) Усовершенствованный способ сжижения природного газа
RU2226660C2 (ru) Способ ожижения потока газа (варианты)
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
CZ9904559A3 (cs) Vícesložkový chladicí postup zkapalňování zemního plynu

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120619