RU2423653C2 - Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления - Google Patents

Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2423653C2
RU2423653C2 RU2008149131/06A RU2008149131A RU2423653C2 RU 2423653 C2 RU2423653 C2 RU 2423653C2 RU 2008149131/06 A RU2008149131/06 A RU 2008149131/06A RU 2008149131 A RU2008149131 A RU 2008149131A RU 2423653 C2 RU2423653 C2 RU 2423653C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
feed stream
lng
gas
feed
Prior art date
Application number
RU2008149131/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008149131A (ru
Inventor
Марко Дик ЯГЕР (NL)
Марко Дик Ягер
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2008149131A publication Critical patent/RU2008149131A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2423653C2 publication Critical patent/RU2423653C2/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • 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
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air

Landscapes

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

Abstract

Способ сжижения потока углеводородов, например природного газа, из сырьевого потока включает, по меньшей мере, стадии (а) обеспечения сырьевого потока, (b) разделения сырьевого потока (10) стадии (а) с получением, по меньшей мере, первого сырьевого потока (20), составляющего, по меньшей мере, 90 мас.% от исходного сырьевого потока (10), и второго сырьевого потока (30); (с) сжижения первого сырьевого потока (20) стадии (b) при давлении в интервале от 20 до 100 бар с получением первого потока (40) сжиженного природного газа (СПГ); (d) охлаждения второго сырьевого потока (30) стадии (b) с получением охлажденного сырьевого потока (50); (е) объединения первого потока (40) СПГ стадии (с) с охлажденным сырьевым потоком (50) стадии (d) с получением объединенного потока (60) СПГ; (f) снижения давления объединенного потока СПГ стадии (е) и (g) прохождения объединенного потока (60) СПГ стадии (f) через испарительную емкость (12) с получением потока (70) СПГ-продукта и газового потока (80). Технический результат представляет собой минимизацию потерь и повышение эффективности. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и установке для сжижения потока углеводородов, например природного газа.
Известны различные способы сжижения потока природного газа с получением в результате сжиженного природного газа (СПГ). Сжижение природного газа желательно по ряду причин. К примеру, природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, чем в газообразном состоянии, поскольку он занимает меньший объем и отсутствует необходимость его хранения при высоких давлениях.
Обычно природный газ, который содержит, главным образом, метан, поступает в установку для сжижения природного газа при повышенных давлениях и его предварительно очищают с целью получения очищенного исходного сырья, подходящего для сжижения при криогенных температурах. Очищенный природный газ подвергают обработке при прохождении через некоторое количество ступеней охлаждения, в которых используют теплообменники для последовательного снижения температуры газа до тех пор, пока не будет достигнуто сжижение. Сжиженный природный газ затем дополнительно охлаждают (для уменьшения количества пара, выделяемого при мгновенном испарении, при прохождении через одну или более ступеней расширения потока) до конечного атмосферного давления, подходящего для хранения и транспортирования газа. Пар, выделившийся на каждой из ступеней расширения, может быть использован в установке в качестве источника горючего газа.
Затраты на создание и эксплуатацию установки или системы для сжижения природного газа (СПГ-установки или системы) являются высокими, и большая их часть связана с используемыми схемами охлаждения. Поэтому любое снижение потребности в энергии для установки или системы приводит к значительным экономическим выгодам. Снижение стоимости используемой схемы охлаждения является, в особенности, выгодным.
В документе US 4541852 описана базовая система для производства СПГ и иллюстрируется отвод некоторой части потока исходного природного газа, которую возвращают затем в поток сжиженного природного газа после снижения давления потока сжиженного природного газа посредством его прохождения через клапан. Такое решение создает проблему неполного использования имеющейся полезной энергии, которая может быть получена от всего исходного природного газа.
Задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы минимизировать вышеуказанные потери и повысить эффективность установки или системы сжижения природного газа.
Другая задача изобретения заключается в упрощении использования паров, выделяющихся из испарительной емкости, и тем самым снижении энергетических потребностей установки или системы для сжижения.
Одна или большее количество из указанных задач может быть решена с помощью настоящего изобретения, обеспечивающего способ сжижения потока углеводородов, например, природного газа из сырьевого потока. Предложенный способ включает, по меньшей мере, стадии:
(a) обеспечения сырьевого потока,
(b) разделения сырьевого потока стадии (а) с получением, по меньшей мере, первого сырьевого потока, составляющего, по меньшей мере, 90 мас.% от исходного сырьевого потока (10), и второго сырьевого потока;
(c) сжижения первого сырьевого потока стадии (b) при давлении в интервале от 20 до 100 бар с получением первого потока сжиженного природного газа (СПГ);
(d) охлаждения второго сырьевого потока стадии (b) с помощью теплообменника с получением охлажденного сырьевого потока;
(e) объединения первого потока СПГ стадии (с) и охлажденного сырьевого потока стадии (d) с получением объединенного потока СПГ;
(f) снижения давления объединенного потока СПГ стадии (е) и
(g) прохождения объединенного потока СПГ стадии (f) через испарительную емкость для получения потока продукта - СПГ и газового потока.
Преимущество настоящего изобретения заключается в увеличении имеющейся полезной энергии, обеспечиваемом за счет снижения давления предварительно объединенного потока СПГ.
Другое преимущество настоящего изобретения состоит в снижении энергии, требуемой для расширительной емкости, за счет объединения первого потока СПГ и охлажденного сырьевого потока перед снижением их давления и вводом в испарительную емкость.
Потоком углеводородов может быть любой подходящий газовый поток, который необходимо обработать, но обычно это поток природного газа, добытый из месторождений нефти или природного газа. В качестве альтернативы поток природного газа может быть также получен из другого источника, включающего также искусственный источник, например, такой, как известный процесс Фишера-Тропша.
Как правило, поток природного газа, в основном, содержит метан. Предпочтительно сырьевой поток включает, по меньшей мере, 60 мол.% метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 80 мол.% метана.
В зависимости от используемого источника природный газ может содержать различные количества углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа может также содержать не углеводороды, например, Н2O, N2, СО3, H2S и другие сернистые соединения, и тому подобные.
При необходимости сырьевой поток предварительно может быть обработан перед его использованием в соответствии с настоящим изобретением. Эта предварительная обработка может включать извлечение нежелательных компонентов, таких как СO2 и Н2S, или другие стадии обработки, например предварительное охлаждение, предварительное сжатие или тому подобные. Поскольку эти стадии хорошо известны специалистам в данной области техники, они здесь не будут рассмотрены.
Деление сырьевого потока может быть обеспечено посредством какого-либо подходящего разделительного устройства, например делителя потока. Предпочтительно в результате такого разделения образуется два потока, имеющие одинаковые состав и фазы.
Испарительной емкостью может быть какая-либо подходящая емкость, служащая для получения потока продукта - СПГ и потока газа. Такие емкости хорошо известны в уровне техники.
Специалистам в данной области техники будет понятно, что стадия снижения давления может быть осуществлена различными путями с использованием какого-либо расширительного устройства (например, расширительного клапана или обычного детандера) или какой-либо их комбинации. Предпочтительно снижение давления осуществляют с использованием детандера или детандеров, работающих в двухфазной области.
Хотя способ, соответствующий настоящему изобретению, применим к сырьевым потокам различных углеводородов, он, в особенности, является подходящим для сжижаемых потоков природного газа. Поскольку специалисту хорошо понятно, как осуществить сжижение потока углеводородов, этот процесс здесь далее рассматриваться не будет.
Сжижение первого сырьевого потока предпочтительно осуществляют в интервале давлений от 40 до 80 бар. Кроме того, предпочтительно, чтобы не происходило существенного или значительного изменения давления (помимо какого-либо минимального или обычного рабочего изменения, составляющего, например, 10 бар или менее) первого сырьевого потока в промежутке между его разделением и объединением со вторым сырьевым потоком.
Поток полученного СПГ предпочтительно находится под давлением, например, в интервале от 1 до 10 бар, более предпочтительно от 1 до 5 бар, еще более предпочтительно атмосферное давление. Специалисту в данной области техники легко будет понять, что после сжижения поток сжиженного природного газа, в случае необходимости, может быть подвергнут дальнейшей обработке. В качестве примера полученный СПГ может быть подвергнут расширению со снижением давления посредством прохождения через клапан Джоуля-Томпсона или криогенный турбодетандер. Кроме того, между разделением газа и жидкости в первом газожидкостном сепараторе и сжижением могут быть проведены дополнительные промежуточные стадии технологического процесса.
В соответствии с настоящим изобретением газообразный поток стадии (g) может быть непосредственно использован для обеспечения частичного, существенного или полного охлаждения какого-либо элемента, потока, аппарата, ступени или в каком-либо процессе установки или системы для сжижения углеводородов. Это может быть осуществлено по возможности в виде одного охлаждающего потока или посредством нескольких охлаждающих потоков, параллельных или последовательных. Указанное охлаждение, конечно, может включать, по меньшей мере, часть процесса сжижения первого сырьевого потока или какого-либо сырьевого потока и может также включать охлаждение хладагента. Охлаждение может быть осуществлено посредством пропускания газообразного потока стадии (g) через один или большее количество теплообменников.
Таким образом, газообразный поток из расширительной емкости может обеспечить непосредственное охлаждение сырьевого потока при отсутствии необходимости использования каких-либо процессов или потоков с промежуточным хладагентом.
Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что становится возможным отводить от газообразного потока больше холода, что повышает эффективность использования холода и, следовательно, дополнительно уменьшает потребности в энергии всей установки для сжижения.
До настоящего времени холод (энергия холода) пара мгновенного испарения, полученного посредством ступеней расширения или мгновенного испарения, обычно отводился в одном или большем количестве теплообменников только за счет охлаждения определенной фракции потока хладагента, обычно потока легкого смешанного хладагента (ЛСХ), в противоточном теплообменнике. В результате температура конечного газа быстрого испарения изменяется от температуры приблизительно -160°С приблизительно лишь до -40°С так, что весь холод пара мгновенного испарения не отводится. Охлажденный поток ЛСХ используют затем в одном или большем количестве других теплообменниках с целью охлаждения другого потока в указанной установке или системе.
В одном воплощении настоящего изобретения предложенный способ, кроме того, включает стадию
(h) прохождения второго сырьевого потока и газообразного потока через теплообменник для, по меньшей мере, частичного охлаждения второго сырьевого потока на стадии (d).
Преимущество этого воплощения заключается в том, что для второго сырьевого потока не требуется отдельной системы охлаждения или установки, что уменьшает тем самым объем работ по монтажу установки и потребности в энергии.
Предпочтительно способ согласно настоящему изобретению, кроме того, включает стадию:
(i) использования отведенного газообразного потока, полученного в результате прохождения через указанный выше или какой-либо теплообменник, в качестве потока горючего газа.
Преимущество этого воплощения состоит в том, что этот газообразный поток является полезным продуктом для всей установки, без его возвращения в сырьевой поток.
Как правило, второй поток охлаждают до температуры, достаточной для получения объединенного потока СПГ при объединении охлажденного сырьевого потока с первым потоком СПГ.
Обычно второй поток охлаждают посредством теплообмена на стадии (d) до температуры, по меньшей мере, равной -100°С, и предпочтительно до температуры, такой же или подобной температуре первого потока СПГ.
Разделение сырьевого потока, содержащего природный газ, может быть произведено в каком-либо отношении или отношениях для двух или более потоков, образованных при проведении стадии (b), при условии, что один поток составляет, по меньшей мере, 90 мас.% от сырьевого потока. Обычно формируют два сырьевых потока, меньший из которых может быть назван «байпасным потоком». В одном воплощении настоящего изобретения первый сырьевой поток составляет, по меньшей мере, 95 мас.%, предпочтительно, по меньшей мере, 97 мас.% от первоначального сырьевого потока. В альтернативном воплощении второй сырьевой поток составляет от 1 до 5 мас.% от сырьевого потока, содержащего природный газ, предпочтительно от 2 до 3 мас.% от сырьевого потока.
Полученный в результате мгновенного испарения, реализуемого при проведении процесса производства СПГ, газовый поток (который может быть также назван отводимым газовым потоком), в основном, имеет температуру в интервале от -150°С до -170°С, обычно приблизительно от -160°С до -162°С. Температура газового потока после прохождения через теплообменник предпочтительно будет выше 0°С, предпочтительно с последующим каким-либо теплообменом со вторым сырьевым потоком.
Предпочтительно поток газа в каком-либо теплообменнике нагревают до температуры в интервале от 30°С до 50°С, более предпочтительно от 35°С до 45°С. В том случае, если этот газовый поток используют в качестве горючего газа, его температура не является существенной, так что приемлемой является температура
+40°С.
Возможность повышения температуры газового потока выше обычной температуры -40°С, которая соответствует максимальному извлечению холода, достигаемая при осуществлении теплообмена с потоками используемого в настоящее время хладагента, например с потоком ЛСХ, создает два дополнительных преимущества. Во-первых, может быть уменьшен теплообменник, в частности, уменьшена поверхность теплообмена для извлечения холода, возможно, на 20% или 30% по сравнению с обычно используемой конструкцией теплообменника для газа, отведенного из конечной испарительной емкости. Поэтому поверхность теплообмена в типичном теплообменнике может составлять менее, чем 2500 м2, предпочтительно менее 2000 м2.
Во-вторых, за счет возможности повышения получаемой температуры газового потока, протекающего через теплообменник, от существующего в настоящее время максимума, равного -40°С (на базе используемых хладагентов), до температуры, как правило, более +20°С, предпочтительно +30°С, более предпочтительно +40°С или более, можно уменьшить количество энергии, необходимой для охлаждения или замораживания, где-либо в установке или в системе, например, для снижения энергии (мощности) компрессора для хладагента, используемой для одного или большего количества сырьевых потоков или потоков СПГ в установке. По оценкам, для установки для производства СПГ, имеющей производительность приблизительно 5 миллионов тонн в год, тепловая мощность (производительность) теплообменника для извлечения холода, обычного типа теплообменника для газового потока, отводимого из конечной испарительной емкости, может быть удвоена, что приводит к снижению мощности компрессора для основного хладагента на 1% или более. Снижение на 1% мощности, расходуемой на основное сжатие, является значительным для промышленных установок для сжижения, например, для установок производительностью 1 миллион тонн в год или более.
Стадия (с) сжижения может быть осуществлена посредством одной или более ступеней охлаждения и/или сжижения. Она может включать использование ступени предварительного охлаждения и ступени основного охлаждения. Ступень предварительного охлаждения может включать охлаждение сырьевого потока в противотоке с хладагентом в контуре циркуляции хладагента.
Как правило, ступень основного охлаждения содержит отдельный контур циркуляции хладагента и обычно включает один или более отдельных компрессоров для хладагента. Не ограничивающим примером типичного основного хладагента является смесь химических соединений, имеющих различные температуры кипения для осуществления теплообмена с равномерным распределением. Одна смесь представляет собой смесь азота, этана и пропана.
Согласно другому аспекту настоящее изобретение обеспечивает установку для производства потока сжиженных углеводородов, например природного газа, из сырьевого потока. Предложенная установка включает
разделитель потока, предназначенный для разделения сырьевого потока, по меньшей мере, на первый сырьевой поток, содержащий, по меньшей мере, 90 мас.% исходного сырьевого потока, и второй сырьевой поток;
систему сжижения, включающую, по меньшей мере, один теплообменник для сжижения первого сырьевого потока при давлении в интервале от 20 до 100 бар для обеспечения первого потока сжиженного природного газа (СПГ);
теплообменник для, по меньшей мере, частичного охлаждения второго сырьевого потока с получением охлажденного сырьевого потока;
объединяющее устройство, служащее для объединения первого потока СПГ и охлажденного сырьевого потока;
детандер для снижения давления объединенного потока СПГ и
испарительную емкость, предназначенную для получения потока СПГ-продукта и газового потока.
Предпочтительно газовый поток из испарительной емкости по трубопроводу направляют в теплообменник. После прохождения через теплообменник поток газа может быть использован в качестве потока горючего газа.
Объединяющим устройством может быть какая-либо подходящая конструкция, обычно включающая объединение или соединение трубопроводов или каналов, при необходимости снабженное одним или большим количеством клапанов.
Воплощение настоящего изобретения далее будет описано с помощью примера и со ссылкой на сопровождающий чертеж, не ограничивающие изобретение.
На чертеже дана принципиальная схема части установки для производства СПГ в соответствии с одним воплощением настоящего изобретения.
Чертеж схематически иллюстрирует принципиальное выполнение части установки для производства СПГ. На чертеже показан исходный сырьевой поток 10, содержащий природный газ. Помимо метана, природный газ содержит некоторые более тяжелые углеводороды и примеси, например двуокись углерода, азот, гелий, воду, меркаптаны, ртуть и не углеводородные высокосернистые газы. Сырьевой поток обычно предварительно обрабатывают с помощью известных в уровне техники методов для отделения этих примесей в той степени, в какой это необходимо с точки зрения соответствия СПГ техническим требованиям по качеству; для предотвращения загрязнения и повреждения оборудования, находящегося ниже по потоку, и для предотвращения образования льда в оборудовании ниже по ходу движения сырьевого потока 10. Предпочтительно, по меньшей мере, двуокись углерода, воду, меркаптаны, ртуть и не углеводородные высокосернистые газы извлекают из сырьевого потока 10 для получения очищенного исходного материала, подходящего для сжижения при криогенных температурах.
Сырьевой поток 10 разделяют с помощью разделительного устройства 16 с целью разделения сырьевого потока 10, по меньшей мере, на два протекающих далее сырьевых потока 20, 30, имеющих полностью или по существу одинаковый состав, т.е. одинаковые компоненты и фазу или фазы. Там, где это желательно или необходимо, сырьевой поток (10) может быть разделен более чем на два сырьевых потока.
Следует отметить, что 90 мас.% или более сырьевого потока 10, показанного на чертеже, образует первый сырьевой поток 20, который, в общем, составляет, по меньшей мере, 95 мас.% от сырьевого потока 10, предпочтительно более 97 мас.%. Этот первый сырьевой поток 20 сжижают при давлении в интервале от 20 до 100 бар предпочтительно в интервале от 50 до 60 бар, точнее 55 бар с помощью системы сжижения. Системы сжижения известны в уровне техники и могут включать проведение одного или более процессов охлаждения и/или замораживания. Как правило, эти системы содержат, по меньшей мере, один теплообменник 18. Такие средства хорошо известны в уровне техники и далее здесь не описаны. Система сжижения обеспечивает получение первого потока 40 СПГ, предпочтительно имеющего такое же или подобное давление, как и давление первого сырьевого потока 20.
Следует отметить, что второй сырьевой поток 30, образованный посредством разделителя 16, пропускают через другой теплообменник 14. Теплообменники хорошо известны в уровне техники, и обычно они обеспечивают протекание через них двух потоков, при этом энергия холода одного потока извлекается и используется для охлаждения и/или замораживания, по меньшей мере, одного другого потока, протекающего в прямотоке или противотоке относительно первого потока. Показанный на чертеже теплообменник 14 охлаждает второй сырьевой поток 30 для производства охлажденного сырьевого потока 50. Как правило, охлажденный сырьевой поток 50 представляет собой СПГ.
Теплообменник 14 может представлять собой более чем один теплообменный аппарат для охлаждения второго сырьевого потока 30. Охлаждение второго сырьевого потока 30 может осуществляться, кроме того, при содействии одного или большего количества других теплообменников или охладителей или хладагентов (не показаны), которые могут относиться и/или не относиться к схеме СПГ-установки, показанной на чертеже.
Охлажденный сырьевой поток 50 объединяют с первым потоком 40 СПГ в объединяющем устройстве, таком как соединяющее или направляющее устройство для получения объединенного потока 60 СПГ. Давление объединенного потока 60 затем снижают за счет прохождения через детандер 22, предпочтительно представляющий собой двухфазный детандер. Детандеры хорошо известны в уровне техники и предназначены для снижения давления протекающего через них потока текучей среды с образованием на их выходе потока жидкости и потока газа или пара. Потоки 60а из детандера 22 могут проходить через испарительный клапан (не показан) и затем к испарительной емкости 12, из которой извлекаются жидкостный поток, главным образом, в виде потока 70 СПГ и газовый поток 80. Поток 70 СПГ, имеющий давление в интервале от 1 до 10 бар, например атмосферное давление, нагнетают затем с помощью одного или более насосов к оборудованию для хранения и/или транспортирования.
Полученный поток 80 газа из испарительной емкости 12 может быть пропущен через теплообменник 14, через который протекает также сырьевой поток 30, обычно в противотоке. Выходящий поток 90 газа из теплообменника 14 затем может быть использован как горючий газ и/или использован в других элементах рассматриваемой установки для производства СПГ.
В таблице представлены различные данные, включающие давление и температуры потоков в различных элементах установки, в качестве примера технологического процесса, иллюстрируемого на чертеже.
Таблица
Номер потока 10 20 30 40 50 60 60а 70 80 90
Фаза пар пар пар жидкость жидкость жидкость жидкость жидкость пар пар
Температура, °С 40,0 40,0 40,0 -154,0 -154,0 -154,0 -154,8 -162,5 -162,5 4,9
Давление, бар 60,0 60,0 60,0 55,0 58,5 55,0 4,0 1,0 1,0 0,9
Расход, кг-моль/сек 1,00 0,98 0,02 0.98 0,02 1,00 1,00 0,94 0,06 0,06
Состав, %                    
метан 90,00 90,00 90,00 90,00 90,00 90,00 90,00 90,70 79,32 79,32
этан 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,33 0,01 0,01
пропан 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,13 0,00 0,00
бутан 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,07 0,00 0,00
азот 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 0,78 20,67 20,67
Из потока 90, отведенного из теплообменника 14, может быть извлечена дополнительная энергия холода посредством одного или более дополнительных теплообменников, используя для этого, например, один или большее количество дополнительных теплообменников.
Схема установки, представленная на чертеже, обладает рядом преимуществ. Одно из преимуществ заключается в уменьшении количества необходимых теплообменников. До настоящего времени для отведенного газа и второго сырьевого потока использовали отдельные теплообменники, что влечет за собой проведение дополнительных монтажных работ, использование дополнительного оборудования установки, а также требует дополнительных затрат энергии. В соответствии с чертежом для непосредственного взаимодействия второго сырьевого потока 30 и газового потока 80 используется лишь один теплообменник 14.
Другое преимущество состоит в том, что энергия холода (холод) в газовом потоке 80 может быть извлечена при температурах, превышающих 0°С, возможно, вплоть до +20°С, +30°С или даже +40°С или выше, в отличие от производимого до сих пор извлечения холода из отводимого потока газа при температуре максимум лишь до -40°С или лишь -50°С с помощью обычно используемого жидкого хладагента. Принцип использования более широкого интервала температур может быть использован, в общем, для уменьшения размеров теплообменника 14, в котором извлекается холод, например, уменьшения поверхности теплообменника. Полученный горючий газ 90, отводимый из теплообменника 14, может быть использован в качестве источника энергии для установки при температурах 0°С, +20°С, +30°С или +40°С или выше.
Следовательно, эффективность (т.е. текущее требование в отношении полной необходимой энергии) всей установки для производства СПГ повышается за счет достижения возможности извлекать холод из потока 80 газа во всей области рабочих температур и передавать холод от газового потока непосредственно сырьевому потоку, без использования одного или более потоков промежуточных хладагентов (с соответствующими потерями извлечения энергии холода при каждом процессе теплообмена).
Эта эффективность может быть продемонстрирована путем сопоставления повышения полезной энергии, созданной с помощью расширительного устройства 22, в схеме, иллюстрируемой на чертеже, по сравнению, для примера, с непосредственным вводом трубопровода для второго сырьевого потока в испарительную емкость 12. В типичной схеме установки, показанной на чертеже, детандер 22 обеспечивает генерирование 170 кВт полезной мощности для использования где-либо еще в указанной схеме, в то время как при непосредственной подаче второго сырьевого потока газа в испарительную емкость полезная мощность, полученная с помощью детандера 22 (без прохождения через него второго сырьевого потока), составляет только 166 кВт. Следовательно, схема, показанная на чертеже, является более эффективной.
В соответствии с первой альтернативой поток 80 направляют в один или большее количество альтернативных теплообменников для извлечения в них энергии холода, при этом указанный теплообменник (теплообменники) предпочтительно является элементом системы сжижения природного газа, например, теплообменником 18 для сжижения, показанным на чертеже.
Специалисту в данной области техники понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено посредством многих различных вариантов без выхода за пределы объема приложенных пунктов формулы изобретения.

Claims (14)

1. Способ сжижения потока углеводородов, например, природного газа из сырьевого потока, включающий, по меньшей мере, стадии
(a) обеспечения сырьевого потока (10),
(b) разделения сырьевого потока (10) стадии (а) с получением, по меньшей мере, первого сырьевого потока (20), составляющего, по меньшей мере, 90 мас.% от исходного сырьевого потока (10), и второго сырьевого потока (30);
(c) сжижения первого сырьевого потока (20) стадии (b) при давлении в интервале от 20 до 100 бар с получением первого потока (40) сжиженного природного газа (СПГ);
(d) охлаждения второго сырьевого потока (30) стадии (b) с получением охлажденного сырьевого потока;
(e) объединения первого потока (40) СПГ стадии (с) с охлажденным сырьевым потоком (50) стадии (d) с получением объединенного потока (60) СПГ;
(f) снижения давления объединенного потока (60) СПГ стадии (е) за счет прохождения объединенного потока (60) СПГ через детандер (22), при этом указанный детандер обеспечивает генерирование энергии для использования ее где-либо при осуществлении способа; и
(g) прохождения объединенного потока (60) СПГ стадии (f) через испарительную емкость (12) для получения потока (70) СПГ и газового потока (80), который используют при осуществлении способа без возвращения обратно в сырьевой поток (10).
2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию прохождения газового потока (80) через один или большее количество теплообменников.
3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадию (h) прохождения второго сырьевого потока (30) и газового потока (80) через теплообменник (14) для, по меньшей мере, частичного охлаждения второго сырьевого потока (30) на стадии (d).
4. Способ по п.2, дополнительно включающий стадию
(i) использования газового потока (80), отведенного из теплообменника, в качестве потока (90) горючего газа.
5. Способ по п.3, дополнительно включающий стадию
(i) использования газового потока (80), отведенного из теплообменника, в качестве потока (90) горючего газа.
6. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 1-5, в котором первый сырьевой поток (20) составляет, по меньшей мере, 95 мас.%, предпочтительно, по меньшей мере, 97 мас.% от исходного сырьевого потока (10).
7. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 1-5, в котором второй сырьевой поток (30) охлаждают на стадии (d) до температуры, по меньшей мере, равной 100°С, предпочтительно до температуры, такой же или близкой температуре первого потока (40) СПГ.
8. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 2-5, в котором температура газового потока (80) после его прохождения через теплообменник превышает 0°С.
9. Способ по одному или более из предшествующих п.п.3-5, в котором температура газового потока (80) после его прохождения через теплообменник (14) для стадии (d) находится в интервале от 30 до 50°С, предпочтительно от 35 до 45°С.
10. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 1-5, в котором второй сырьевой поток (30) составляет 1-5 мас.% от сырьевого потока (10), содержащего природный газ, предпочтительно составляет 2-3 мас.% от сырьевого потока (10).
11. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 1-5, в котором давление потока (70) СПГ находится в интервале от 1 до 10 бар.
12. Способ по одному или более из предшествующих пунктов 1-5, который осуществляют без существенного или значительного изменения давления первого сырьевого потока между указанным его разделением на стадии (b) и указанным объединением на стадии (е).
13. Установка для производства сжиженного углеводород содержащего газа, например, СПГ из сырьевого потока (10), содержащая
разделитель (16) потока, предназначенный для разделения сырьевого потока (10), по меньшей мере, на первый сырьевой поток (20), включающий, по меньшей мере, 90 мас.% исходного сырьевого потока (10), и второй сырьевой поток (30);
систему сжижения, включающую, по меньшей мере, один теплообменник (18) для сжижения первого сырьевого потока (20) при давлении в интервале от 20 до 100 бар с получением первого потока (40) сжиженного природного газа (СПГ);
теплообменник (14) для, по меньшей мере, частичного охлаждения второго сырьевого потока (30) с получением охлажденного сырьевого потока (50);
объединяющее устройство, служащее для объединения первого потока (40) СПГ и охлажденного сырьевого потока (50);
детандер (22) для снижения давления объединенного потока (60) СПГ и генерирования при этом энергии для ее использования где-либо в установке; и
испарительную емкость (12), предназначенную для получения потока (70) СПГ и газового потока (80) для использования в установке без возвращения в сырьевой поток (10).
14. Установка по п.13, дополнительно содержащая канал для прохождения газового потока (80) через теплообменник (14).
RU2008149131/06A 2006-05-15 2007-04-16 Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления RU2423653C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06113923.4 2006-05-15
EP06113923 2006-05-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008149131A RU2008149131A (ru) 2010-06-20
RU2423653C2 true RU2423653C2 (ru) 2011-07-10

Family

ID=37056840

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008149131/06A RU2423653C2 (ru) 2006-05-15 2007-04-16 Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления

Country Status (8)

Country Link
US (2) US8578734B2 (ru)
EP (1) EP2021712A2 (ru)
JP (1) JP5615543B2 (ru)
KR (1) KR101383081B1 (ru)
CN (1) CN101443616B (ru)
AU (1) AU2007251667B2 (ru)
RU (1) RU2423653C2 (ru)
WO (1) WO2007131850A2 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8464551B2 (en) * 2008-11-18 2013-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction method and system
US10808967B2 (en) * 2017-01-16 2020-10-20 Praxair Technology, Inc. Refrigeration cycle for liquid oxygen densification
GB201708514D0 (en) * 2017-05-26 2017-07-12 Bp Exploration Operating Systems and methods for liquefaction of a gas with the aid of an end flash system

Family Cites Families (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2930202A (en) * 1957-03-22 1960-03-29 Union Carbide Corp Process of and apparatus for lowtemperature separation of air
GB900325A (en) 1960-09-02 1962-07-04 Conch Int Methane Ltd Improvements in processes for the liquefaction of gases
FR86485E (fr) 1961-06-01 1966-02-18 Air Liquide Procédé de refroidissement d'un mélange gazeux à basse température
GB1016049A (en) * 1964-04-10 1966-01-05 Lummus Co A process for the liquefaction of a gas
GB1054489A (ru) * 1964-07-15
NL6501473A (ru) * 1965-02-05 1966-08-08
GB1096697A (en) * 1966-09-27 1967-12-29 Int Research & Dev Co Ltd Process for liquefying natural gas
JPS5440512B1 (ru) * 1968-11-04 1979-12-04
US3792590A (en) * 1970-12-21 1974-02-19 Airco Inc Liquefaction of natural gas
US4033735A (en) 1971-01-14 1977-07-05 J. F. Pritchard And Company Single mixed refrigerant, closed loop process for liquefying natural gas
DE2438443C2 (de) * 1974-08-09 1984-01-26 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
US4155729A (en) * 1977-10-20 1979-05-22 Phillips Petroleum Company Liquid flash between expanders in gas separation
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
US4407135A (en) * 1981-12-09 1983-10-04 Union Carbide Corporation Air separation process with turbine exhaust desuperheat
US4548629A (en) * 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
FR2682964B1 (fr) * 1991-10-23 1994-08-05 Elf Aquitaine Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane.
FR2703762B1 (fr) 1993-04-09 1995-05-24 Maurice Grenier Procédé et installation de refroidissement d'un fluide, notamment pour la liquéfaction de gaz naturel.
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
FR2751059B1 (fr) * 1996-07-12 1998-09-25 Gaz De France Procede et installation perfectionnes de refroidissement, en particulier pour la liquefaction de gaz naturel
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5890378A (en) 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
FR2772896B1 (fr) 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
US6237365B1 (en) * 1998-01-20 2001-05-29 Transcanada Energy Ltd. Apparatus for and method of separating a hydrocarbon gas into two fractions and a method of retrofitting an existing cryogenic apparatus
WO1999044971A1 (en) * 1998-03-02 1999-09-10 Chart Inc. Cryogenic separation process for the recovery of components from the products of a dehydrogenation reactor
DE19821242A1 (de) 1998-05-12 1999-11-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6116050A (en) 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6119479A (en) 1998-12-09 2000-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
MY117548A (en) 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6041620A (en) * 1998-12-30 2000-03-28 Praxair Technology, Inc. Cryogenic industrial gas liquefaction with hybrid refrigeration generation
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
US6755965B2 (en) 2000-05-08 2004-06-29 Inelectra S.A. Ethane extraction process for a hydrocarbon gas stream
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
FR2818365B1 (fr) 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci
UA76750C2 (ru) 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
US6658892B2 (en) 2002-01-30 2003-12-09 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
US6751985B2 (en) * 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US7051553B2 (en) 2002-05-20 2006-05-30 Floor Technologies Corporation Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery
DE10226596A1 (de) 2002-06-14 2004-01-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung einer C3+-reichen Fraktion mit hoher Ausbeute
US6945075B2 (en) 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6591632B1 (en) * 2002-11-19 2003-07-15 Praxair Technology, Inc. Cryogenic liquefier/chiller
AU2003900327A0 (en) * 2003-01-22 2003-02-06 Paul William Bridgwood Process for the production of liquefied natural gas
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6662589B1 (en) 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
EP1471319A1 (en) * 2003-04-25 2004-10-27 Totalfinaelf S.A. Plant and process for liquefying natural gas
PT1634023E (pt) 2003-06-05 2012-02-06 Fluor Corp Configuração e método de regaseificação de gás natural liquefeito
US20070062216A1 (en) 2003-08-13 2007-03-22 John Mak Liquefied natural gas regasification configuration and method
US7127914B2 (en) 2003-09-17 2006-10-31 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid gas liquefaction cycle with multiple expanders
US8209996B2 (en) 2003-10-30 2012-07-03 Fluor Technologies Corporation Flexible NGL process and methods
US7278281B2 (en) 2003-11-13 2007-10-09 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals
EP1782008A4 (en) * 2004-06-18 2018-06-20 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
MX2007009824A (es) * 2005-02-17 2007-09-04 Shell Int Research Planta y metodo para licuar gas natural.
US20070012072A1 (en) 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US7404301B2 (en) 2005-07-12 2008-07-29 Huang Shawn S LNG facility providing enhanced liquid recovery and product flexibility
CN100365101C (zh) * 2005-09-23 2008-01-30 河南中原绿能高科有限责任公司 重烃吸收脱除天然气中重烃的方法
US20080016910A1 (en) 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas
US10539363B2 (en) 2008-02-14 2020-01-21 Shell Oil Company Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream

Also Published As

Publication number Publication date
AU2007251667A1 (en) 2007-11-22
US20090095019A1 (en) 2009-04-16
US8578734B2 (en) 2013-11-12
AU2007251667B2 (en) 2010-07-08
WO2007131850A2 (en) 2007-11-22
RU2008149131A (ru) 2010-06-20
KR101383081B1 (ko) 2014-04-08
WO2007131850A3 (en) 2008-01-10
KR20090015053A (ko) 2009-02-11
US20090095018A1 (en) 2009-04-16
JP5615543B2 (ja) 2014-10-29
CN101443616B (zh) 2012-06-20
CN101443616A (zh) 2009-05-27
EP2021712A2 (en) 2009-02-11
JP2009537777A (ja) 2009-10-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101568763B1 (ko) Ｌｎｇ를 생산하는 방법 및 시스템
RU2224961C2 (ru) Способ удаления летучих компонентов из природного газа
US9625208B2 (en) Method and apparatus for liquefying a gaseous hydrocarbon stream
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
RU2641778C2 (ru) Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа
KR101269914B1 (ko) 천연 가스 스트림의 액화 방법 및 장치
US9435583B2 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US10539363B2 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US8250883B2 (en) Process to obtain liquefied natural gas
JP6967582B2 (ja) 液化に先立つ天然ガスの前処理
CA2943073C (en) Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US10082331B2 (en) Process for controlling liquefied natural gas heating value
RU2622212C2 (ru) Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции
KR20120040700A (ko) 다상 탄화수소 스트림을 처리하는 방법 및 이를 위한 장치
US20100162755A1 (en) Method for Nitrogen Rejection and or Helium Recovery in an Liquefaction Plant
EA031162B1 (ru) Способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока
US20100107686A1 (en) Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
AU2007310940B2 (en) Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
US20100307193A1 (en) Method and apparatus for cooling and separating a hydrocarbon stream